Índice...3.04.05 Outras Despesas Operacionais -5.729 -5.549 3.05 Resultado Antes do Resultado Financeiro e dos Tributos 179.263 139.790 DFs Individuais / Demonstração do Resultado

DMPL - 01/01/2011 à 31/03/2011 10

Demonstração do Valor Adicionado 11

Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido

Motivos de Reapresentação 130

DMPL - 01/01/2012 à 31/03/2012 9

Pareceres e Declarações

Relatório da Revisão Especial - Sem Ressalva 128

Comentário do Desempenho 12

Notas Explicativas 30

Composição do Capital 1

DFs Individuais

Dados da Empresa

Balanço Patrimonial Ativo 2

Demonstração do Resultado Abrangente 6

Demonstração do Fluxo de Caixa 7

Balanço Patrimonial Passivo 3

Demonstração do Resultado 5

Índice

ITR - Informações Trimestrais - 31/03/2012 - CIA ENERG CEARA - COELCE Versão : 2

Em Tesouraria

Total 77.855.299

Preferenciais 0

Ordinárias 0

Total 0

Preferenciais 29.787.362

Do Capital Integralizado

Ordinárias 48.067.937

Dados da Empresa / Composição do Capital

Número de Ações(Unidades)

Trimestre Atual31/03/2012

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1.02.01.06 Tributos Diferidos 72.350 74.800

1.02.01.03.02 Outras Contas a Receber -2.984 -2.984

1.02.01.06.01 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos 72.350 74.800

1.02.01.09 Outros Ativos Não Circulantes 678.357 426.423

1.02.01.07 Despesas Antecipadas 1.424 1.424

1.02 Ativo Não Circulante 2.400.499 2.424.411

1.01.07 Despesas Antecipadas 4.051 3.029

1.02.01 Ativo Realizável a Longo Prazo 774.789 525.902

1.02.01.03.01 Clientes 25.642 26.239

1.02.01.03 Contas a Receber 22.658 23.255

1.02.03 Imobilizado 34.442 36.155

1.02.01.09.09 Outros créditos 280 280

1.02.03.01 Imobilizado em Operação 34.442 36.155

1.02.04.01 Intangíveis 1.591.268 1.862.354

1.02.04 Intangível 1.591.268 1.862.354

1.02.01.09.04 Cauções e depósitos 50.013 47.668

1.02.01.09.03 Depósitos vinculados a litigio 46.092 46.076

1.02.01.09.05 Beneficio fiscal - ágio incorporado 80.271 83.059

1.02.01.09.08 Tributos a compensar 31.816 45.360

1.02.01.09.06 Ativo indenizavel (concessao) 469.885 203.980

1.02.04.01.01 Contrato de Concessão 1.591.268 1.862.354

1.01.03 Contas a Receber 574.092 542.149

1.01.02.01 Aplicações Financeiras Avaliadas a Valor Justo 211.228 236.710

1.01.03.01.01 Consumidores, concessionários e permissionárias 523.672 502.836

1.01.03.01 Clientes 433.731 418.451

1.01.02 Aplicações Financeiras 211.228 236.710

1 Ativo Total 3.431.035 3.352.968

1.01.06.01.01 Tributos a compensar 58.298 51.418

1.01.01 Caixa e Equivalentes de Caixa 178.451 91.490

1.01 Ativo Circulante 1.030.536 928.557

1.01.03.01.02 Provisão para créditos de liquidação duvidosa -89.941 -84.385

1.01.04 Estoques 4.416 3.761

1.01.03.02.05 Benefício fiscal - ágio incorporado 10.661 10.500

1.01.06.01 Tributos Correntes a Recuperar 58.298 51.418

1.01.06 Tributos a Recuperar 58.298 51.418

1.01.03.02.04 Outros créditos 31.002 28.354

1.01.03.02.01 Consumidores baixa renda 34.315 26.551

1.01.03.02 Outras Contas a Receber 140.361 123.698

1.01.03.02.03 Cauções e depósitos 29.622 26.998

1.01.03.02.02 Serviços em curso 34.761 31.295

DFs Individuais / Balanço Patrimonial Ativo (Reais Mil)Código da Conta

Descrição da Conta Trimestre Atual 31/03/2012

Exercício Anterior 31/12/2011

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2.01.05.02.08 Programas de pesq, desenv e eficiência energ 26.618 28.854

2.01.05.02.07 Contribuição de Iluminação pública arrecadada 10.797 13.534

2.01.05.02.06 Participações dos empregados nos lucros 8.807 9.352

2.01.06 Provisões 25.152 22.229

2.01.05.02.10 Outras obrigações 12.107 6.361

2.01.05.02.09 Obrigações com benefícios pós-emprego 11.580 11.418

2.01.05.02 Outros 194.629 198.033

2.01.05.01.01 Débitos com Coligadas 65.888 70.992

2.01.05.01 Passivos com Partes Relacionadas 65.888 70.992

2.01.05.02.05 Taxas Regulamentares 26.682 30.713

2.01.05.02.04 Folha de Pagamento 4.927 4.690

2.01.05.02.01 Dividendos e JCP a Pagar 93.111 93.111

2.02.01.02 Debêntures 524.166 518.537

2.02.01.01.02 Em Moeda Estrangeira 5.440 5.600

2.02.01.01.01 Em Moeda Nacional 306.883 335.009

2.02.02 Outras Obrigações 70.118 67.880

2.02.01.02.01 Debentures 524.166 518.537

2.01.06.02.05 Provisões luz para todos 12.452 12.452

2.01.06.02.04 Obrigações estimadas 12.700 9.777

2.01.06.02 Outras Provisões 25.152 22.229

2.02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 312.323 340.609

2.02.01 Empréstimos e Financiamentos 836.489 859.146

2.02 Passivo Não Circulante 1.053.929 1.051.193

2.01.03.01.01 Imposto de Renda e Contribuição Social a Pagar 6.639 0

2.01.03.01 Obrigações Fiscais Federais 31.368 27.298

2.01.03.01.02 Pis/Cofins 18.584 16.196

2.01.03.01.04 CSLL 1.189 1.915

2.01.03.01.03 Refis Federal 1.681 1.650

2.01.03 Obrigações Fiscais 107.896 123.308

2 Passivo Total 3.431.035 3.352.968

2.01.05 Outras Obrigações 260.517 269.025

2.01 Passivo Circulante 785.965 830.753

2.01.02.01 Fornecedores Nacionais 149.103 179.891

2.01.02 Fornecedores 149.103 179.891

2.01.03.01.05 Outras contribuições 3.275 7.537

2.01.04.01.02 Em Moeda Estrangeira 28.305 27.578

2.01.04.01.01 Em Moeda Nacional 132.506 138.582

2.01.04.02 Debêntures 82.486 70.140

2.01.04.02.02 Encargos de dividas 24.151 12.626

2.01.04.02.01 Debentures 58.335 57.514

2.01.04.01 Empréstimos e Financiamentos 160.811 166.160

2.01.03.02.01 ICMS 74.031 92.979

2.01.03.02 Obrigações Fiscais Estaduais 74.031 92.979

2.01.03.03 Obrigações Fiscais Municipais 2.497 3.031

2.01.04 Empréstimos e Financiamentos 243.297 236.300

2.01.03.03.01 ISS 2.497 3.031

DFs Individuais / Balanço Patrimonial Passivo (Reais Mil)Código da Conta



PÁGINA: 3 de 130


2.03.02 Reservas de Capital 358.671 358.671

2.03.02.02 Reserva Especial de Ágio na Incorporação 221.188 221.188

2.03.02.07 Remuneração de bens e direitos constituidos com capital 31.160 31.160

2.02.04.01.05 Provisões para Riscos Tributários, Cíveis e Trab 72.009 70.304

2.03 Patrimônio Líquido 1.591.141 1.471.022

2.03.01 Capital Social Realizado 442.946 442.946

2.03.04.07 Reserva de Incentivos Fiscais 308.636 308.636

2.03.04.08 Dividendo Adicional Proposto 183.612 183.612

2.03.04.10 Reserva de reforço de capital de giro 128.312 128.312

2.03.02.08 Incentivo fiscal - Adene 106.323 106.323

2.03.04 Reservas de Lucros 669.405 669.405

2.03.04.01 Reserva Legal 48.845 48.845

2.03.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 120.119 0

2.02.02.02.04 Tributos a pagar 21.013 22.004

2.02.02.02.05 Obrigações com benefícios pós-emprego 20.834 23.946

2.02.02.02.03 Fornecedores 4.890 4.771

2.02.04.01 Provisões Fiscais Previdenciárias Trabalhistas e Cíveis 72.009 70.304

2.02.02.02 Outros 70.118 67.880

2.02.02.02.06 Programas de pesq, desenv e de eficiência energ 15.441 11.483

2.02.03.01.01 Imposto de Renda e contribuição Social Diferidos 75.313 53.863

2.02.04 Provisões 72.009 70.304

2.02.03.01 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos 75.313 53.863

2.02.02.02.07 Outras obrigações 7.940 5.676

2.02.03 Tributos Diferidos 75.313 53.863

DFs Individuais / Balanço Patrimonial Passivo (Reais Mil)Código da Conta



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3.09 Resultado Líquido das Operações Continuadas 120.119 104.517

3.11 Lucro/Prejuízo do Período 120.119 104.517

3.99 Lucro por Ação - (Reais / Ação)

3.08 Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro -40.635 -22.618

3.08.01 Corrente -16.735 -19.143

3.08.02 Diferido -23.900 -3.475

3.99.01 Lucro Básico por Ação

3.99.02 Lucro Diluído por Ação

3.99.02.01 ON 1,54285 1,34245

3.99.02.02 PNA 1,54285 1,34245

3.99.01.01 ON 1,54285 1,34245

3.99.01.02 PNA 1,54285 1,34245

3.99.01.03 PNB 1,54285 1,34245

3.99.02.03 PNB 1,54285 1,34245

3.03 Resultado Bruto 213.292 155.482

3.04 Despesas/Receitas Operacionais -34.029 -15.692

3.04.01 Despesas com Vendas -9.702 -1.247

3.07 Resultado Antes dos Tributos sobre o Lucro 160.754 127.135

3.01 Receita de Venda de Bens e/ou Serviços 683.601 634.443

3.02 Custo dos Bens e/ou Serviços Vendidos -470.309 -478.961

3.06 Resultado Financeiro -18.509 -12.655

3.06.01 Receitas Financeiras 24.484 16.922

3.06.02 Despesas Financeiras -42.993 -29.577

3.04.02 Despesas Gerais e Administrativas -18.598 -8.896

3.04.05 Outras Despesas Operacionais -5.729 -5.549

3.05 Resultado Antes do Resultado Financeiro e dos Tributos 179.263 139.790

DFs Individuais / Demonstração do Resultado (Reais Mil)Código da Conta

Descrição da Conta Acumulado do Atual Exercício

01/01/2012 à 31/03/2012

Acumulado do Exercício Anterior

01/01/2011 à 31/03/2011

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4.01 Lucro Líquido do Período 120.119 104.517

4.03 Resultado Abrangente do Período 120.119 104.517

DFs Individuais / Demonstração do Resultado Abrangente (Reais Mil)Código da Conta


01/01/2012 à 31/03/2012


01/01/2011 à 31/03/2011

PÁGINA: 6 de 130


6.01.02.15 Obrigações com benefícios pós-emprego -3.354 -2.538

6.01.02.14 Partes relacionadas -5.104 -11.220

6.01.02.16 Programas de pesquisa, desenvolvimento e de eficiência energética

1.494 3.868

6.01.02.18 Outros passivos 8.197 8.615

6.01.02.17 Provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas -3.076 -281

6.01.02.13 Taxas regulamentares -4.031 -44

6.01.02.09 Outros ativos -2.648 -20.925

6.01.02.10 Fornecedores -30.676 -43.051

6.01.02.12 Tributos a pagar -16.403 -1.159

6.01.02.11 Folha de pagamento -308 -10.673

6.02 Caixa Líquido Atividades de Investimento -3.210 -66.780

6.03.05 Pagamentos de juros de debêntures 0 -5.217

6.03.03 Pagamentos de juros de empréstimos -9.395 -10.350

6.03.06 Pagamento contrato de dívida Faelce -505 -444

6.05 Aumento (Redução) de Caixa e Equivalentes 86.961 -18.886

6.03.02 Pagamento de empréstimos e financiamentos -34.350 -35.076

6.02.02 Aplicações no imobilizado 514 0

6.02.01 Aplicações no intangível -29.206 -60.454

6.02.03 Aplicações financeiras 25.482 -6.326

6.03.01 Captação de empréstimos e financiamentos 0 9.628

6.03 Caixa Líquido Atividades de Financiamento -44.250 -41.459

6.01.01.06 Baixas de intangível em serviço e de ativo financeiro 879 2.706

6.01.01.05 Variações monetárias e juros líquidos 27.943 24.302

6.01.01.07 Tributos e contribuições social diferidos 23.899 3.476

6.01.01.09 Benefício fiscal ágio incorporado 2.627 2.869

6.01.01.08 Provisões (reversão) para riscos tributários, cíveis e trabalhistas

4.781 538

6.01.01.04 Amortização e depreciação 35.223 33.015

6.01 Caixa Líquido Atividades Operacionais 134.421 89.353

6.01.02.08 Depósitos vinculados a litígios 253 -694

6.01.01 Caixa Gerado nas Operações 226.783 168.969

6.01.01.03 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - outros créditos

8.305 -11

6.01.01.01 Lucro líquido do exercício 120.119 104.517

6.01.02.04 Tributos a compensar 6.664 3.637

6.01.02.03 Serviços em curso -3.466 -5.264

6.01.02.05 Estoques 88 -1.606

6.01.02.07 Cauções e depósitos -4.969 -2.702

6.01.02.06 Despesas pagas antecipadamente -4.271 -43

6.01.02.02 Consumidores de baixa renda -7.764 3.702

6.01.01.11 Provisão para perdas em estoques -743 464

6.01.01.10 Resultado atuarial 0 -2.907

6.01.01.12 Outros 3.750 0

6.01.02.01 Consumidores, concessionários e permissionários -22.988 762

6.01.02 Variações nos Ativos e Passivos -92.362 -79.616

DFs Individuais / Demonstração do Fluxo de Caixa - Método Indireto (Reais Mil)Código da Conta


01/01/2012 à 31/03/2012


01/01/2011 à 31/03/2011

PÁGINA: 7 de 130


6.05.01 Saldo Inicial de Caixa e Equivalentes 91.490 52.771

6.05.02 Saldo Final de Caixa e Equivalentes 178.451 33.885

DFs Individuais / Demonstração do Fluxo de Caixa - Método Indireto (Reais Mil)Código da Conta


01/01/2012 à 31/03/2012


01/01/2011 à 31/03/2011

PÁGINA: 8 de 130


5.05.01 Lucro Líquido do Período 0 0 0 120.119 0 120.119

5.07 Saldos Finais 442.946 358.671 688.160 101.364 0 1.591.141

5.06.04 Reserva de lucros-incentivo fiscal-ADENE 0 0 18.755 -18.755 0 0

5.06 Mutações Internas do Patrimônio Líquido 0 0 18.755 -18.755 0 0

5.05 Resultado Abrangente Total 0 0 0 120.119 0 120.119

5.01 Saldos Iniciais 442.946 358.671 669.405 0 0 1.471.022

5.03 Saldos Iniciais Ajustados 442.946 358.671 669.405 0 0 1.471.022

DFs Individuais / Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido / DMPL - 01/01/2012 à 31/03/2012 (Reais Mil)Código da Conta

Descrição da Conta Capital Social Integralizado

Reservas de Capital, Opções Outorgadas e Ações em Tesouraria

Reservas de Lucro Lucros ou Prejuízos Acumulados

Outros Resultados Abrangentes

Patrimônio Líquido

PÁGINA: 9 de 130


5.05.01 Lucro Líquido do Período 0 0 0 104.517 0 104.517

5.07 Saldos Finais 442.946 358.671 576.203 83.511 0 1.461.331

5.06.06 Incentivo Fiscal - ADENE 0 0 21.006 -21.006 0 0

5.06 Mutações Internas do Patrimônio Líquido 0 0 21.006 -21.006 0 0

5.05 Resultado Abrangente Total 0 0 0 104.517 0 104.517

5.01 Saldos Iniciais 442.946 358.671 555.197 0 0 1.356.814

5.03 Saldos Iniciais Ajustados 442.946 358.671 555.197 0 0 1.356.814

DFs Individuais / Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido / DMPL - 01/01/2011 à 31/03/2011 (Reais Mil)Código da Conta

Descrição da Conta Capital Social Integralizado

Reservas de Capital, Opções Outorgadas e Ações em Tesouraria

Reservas de Lucro Lucros ou Prejuízos Acumulados

Outros Resultados Abrangentes

Patrimônio Líquido

PÁGINA: 10 de 130


7.08.01.04.01 Outros Encargos Sociais 1.713 1.382

7.08.01.04 Outros 5.826 4.617

7.08.01.04.03 Participação nos Resultados 2.612 1.755

7.08.01.04.02 Previdência Complementar 1.501 1.480

7.08.01.03 F.G.T.S. 1.826 1.846

7.08.01 Pessoal 36.036 30.927

7.08.05.02 Retenção de Lucros 101.364 83.511

7.08.01.02 Benefícios 5.707 4.988

7.08.01.01 Remuneração Direta 22.677 19.476

7.08.02 Impostos, Taxas e Contribuições 345.105 296.383

7.08.03.03 Outras 15.697 9.111

7.08.03.02 Aluguéis 2.921 4.136

7.08.05.01 Reserva de Incentivo Fiscal - ADENE 18.755 21.006

7.08.05 Outros 120.119 104.517

7.08.03.01 Juros 27.295 23.756

7.08.02.02 Estaduais 190.135 170.583

7.08.02.01 Federais 153.978 122.870

7.08.03 Remuneração de Capitais de Terceiros 45.913 37.003

7.08.02.03 Municipais 992 2.930

7.02 Insumos Adquiridos de Terceiros -409.526 -421.956

7.01.04 Provisão/Reversão de Créds. Liquidação Duvidosa -8.305 11

7.02.04 Outros -35.453 -57.910

7.02.02 Materiais, Energia, Servs. de Terceiros e Outros -374.073 -364.046

7.01.03 Receitas refs. à Construção de Ativos Próprios 29.060 56.921

7.01 Receitas 967.437 903.587

7.08 Distribuição do Valor Adicionado 547.173 468.830

7.01.02 Outras Receitas 1.954 7.516

7.01.01 Vendas de Mercadorias, Produtos e Serviços 944.728 839.139

7.06 Vlr Adicionado Recebido em Transferência 24.485 20.214

7.05 Valor Adicionado Líquido Produzido 522.688 448.616

7.07 Valor Adicionado Total a Distribuir 547.173 468.830

7.06.02 Receitas Financeiras 24.485 20.214

7.04.01 Depreciação, Amortização e Exaustão -35.223 -33.015

7.02.04.02 Outras despesas operacionais -6.393 -989

7.02.04.01 Custo de construção -29.060 -56.921

7.04 Retenções -35.223 -33.015

7.03 Valor Adicionado Bruto 557.911 481.631

DFs Individuais / Demonstração do Valor Adicionado (Reais Mil)Código da Conta


01/01/2012 à 31/03/2012


01/01/2011 à 31/03/2011

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Comentário do Desempenho

1

COELCE REGISTRA LUCRO LÍQUIDO DE R$ 120 MILHÕES NO 1T12 EBITDA apresenta crescimento de 24,5% em relação ao 1T11 e Margem EBITDA atinge 31,38%*

DESTAQUES *

A Coelce encerrou o 1T12 com um total de 3.256.864 consumidores, o que representa um crescimento de 4,2% em relação ao mesmo período do ano

anterior.

O volume de energia vendida e transportada pela Coelce atingiu o montante de 2.348 GWh* no 1T12, um incremento de 11,1% em relação ao volume

registrado no 1T11, de 2.113 GWh*.

Os indicadores de qualidade do fornecimento DEC e FEC encerraram o 1T12 em 8,49 horas* e 5,35 vezes*, representando melhorias de 12,6% e 21,7%,

respectivamente, em relação ao 1T11. A Coelce foi eleita pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) como a companhia com os melhores

indicadores de continuidade do país, de acordo com o estudo realizado pelo órgão regulador e divulgado ao mercado no dia 25 de abril de 2012.

A Receita Operacional Bruta registrada no 1T12 foi de R$ 974 milhões, um incremento de 8,7% em relação ao 1T11, que alcançou no citado trimestre o

montante de R$ 896 milhões.

O EBITDA, no 1T12, alcançou o montante de R$ 214 milhões*, um incremento de 24,5% em relação ao 1T11, de R$ 172 milhões. Com esse resultado, a

Margem EBITDA da Companhia encerrou o 1T12 em 31,38%*, percentual superior em 4,23 p.p. comparado ao 1T11.

No 1T12, o Lucro Líquido totalizou R$ 120 milhões, 14,9% superior ao 1T11, refletindo uma Margem Líquida de 17,57%.

Os indicadores de produtividade MWh/colaborador e MWh/consumidor atingiram, no 1T12, os valores de 1.794*, representando um avanço de 6,8%, e

0,72*, representando um avanço de 5,9%, ambos em relação ao 1T11.

Em Assembleia Geral Ordinária – AGO, realizada em 25 de abril de 2012, foi deliberada a distribuição de R$ 276.014.919,77 em dividendos, o que

representa um payout ratio de 75% sobre o lucro líquido passível de distribuição (excluindo-se o benefício fiscal da SUDENE e outros resultados

abrangentes) e um dividendo de R$ 3,5452 por ação. Com base na cotação média de fechamento do papel COCE5 no ano de 2012 (até 30 de março), de

R$ 35,93, esta deliberação representa um dividend yield de 9,9%, cujo pagamento será efetuado até o dia 30 de dezembro de 2012.

A ANEEL homologou os resultados definitivos do 3º ciclo de revisão tarifária periódica e do reajuste tarifário anual do ano de 2012 para a Companhia. O

valor combinado oriundo da aplicação destes dois mecanismos tarifários foi um efeito médio de -7,61% nas tarifas da Coelce, a partir do dia 22 de abril de

2012, sendo -12,20% em relação à revisão tarifária periódica e +5,61% referente ao reajuste tarifário anual.

A ANEEL divulgou os resultados do primeiro ranking de Continuidade do Serviço, envolvendo as 63 distribuidoras de energia elétrica do Brasil. Este ranking

avalia os desempenhos ponderados dos indicadores de qualidade DEC e FEC em relação à meta/limite estabelecido pela ANEEL. A Coelce obteve o 1º

lugar neste ranking.

DESTAQUES DO PERÍODO

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Volume de Energia - Venda e Transporte (GWh)* 2.348 2.113 11,1% 2.378 -1,3%

Receita Bruta (R$ mil) 974.047 896.062 8,7% 958.391 1,6%

Receita Líquida (R$ mil) 683.601 634.443 7,7% 695.386 -1,7%

EBITDA (2) (R$ mil)* 214.486 172.227 24,5% 205.242 4,5%

Margem EBITDA (%)* 31,38% 27,15% 4,23 p.p 29,51% 1,87 p.p

EBIT (3) (R$ mil)* 179.263 139.790 28,2% 170.569 5,1%

Margem EBIT (%)* 26,22% 22,03% 4,19 p.p 24,53% 1,69 p.p

Lucro Líquido (R$ mil) 120.119 104.517 14,9% 134.713 -10,8%

Margem Líquida (%) 17,57% 16,47% 1,10 p.p 19,37% -1,80 p.p

CAPEX (R$ mil)* 38.083 82.116 -53,6% 99.620 -61,8%

DEC (12 meses)* 8,49 9,71 -12,6% 9,31 -8,8%

FEC (12 meses)* 5,35 6,83 -21,7% 6,04 -11,4%

Índice de Arrecadação (12 meses)* 99,16% 99,12% 0,04 p.p 99,43% -0,27 p.p

Perdas de Energia (12 meses)* 11,98% 12,17% -0,19 p.p 11,92% 0,06 p.p

Nº de Consumidores Totais* 3.256.864 3.125.655 4,2% 3.224.378 1,0%

Nº de Colaboradores (Próprios) 1.309 1.258 4,1% 1.309 -

MWh/Colaborador* 1.794 1.679 6,8% 1.817 -1,3%

MWh/Consumidor* 0,72 0,68 5,9% 0,74 -2,7%

PMSO (4)/Consumidor* 33,28 27,00 23,3% 32,06 3,8%

Consumidor/Colaborador* 2.488 2.485 0,1% 2.463 1,0%

(1) Variação entre 1T12 e 4T11

(2) EBITDA: EBIT + Depreciações e Amortizações, (3) EBIT: Resultado do Serviço e (4) PMSO: Pessoal, Material, Serviços e Outros

* Valores não auditados pelos auditores independentes

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2

59,74%

92,06%

58,86% 46,89% 100% 99,61% 99,99% 100%

Legenda (Segmentos) I: Integrada D: Distribuição G: Geração T: Transmissão S: Serviços

Brasil

PERFIL CORPORATIVO *

Área de Concessão

A Companhia é responsável pela distribuição de energia elétrica em todo o Estado do Ceará, em uma área de 149 mil quilômetros quadrados, que

compreende um total de 184 municípios. A base comercial da Companhia abrange aproximadamente 3,3 milhões de unidades consumidoras, e envolve

uma população de 8,5 milhões de habitantes. Em 2009, 2010 e 2011, foi eleita pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (ABRADEE)

como a melhor distribuidora de energia elétrica do Brasil.

DADOS GERAIS*

1T12 1T11 Var. %

Área de Concessão (km2) 148.921 148.921 -

Municípios (Qte.) 184 184 -

Habitantes (Qte.) (1) 8,5 milhões 8,5 milhões -

Consumidores (Unid.) 3.256.864 3.125.655 4,2%

Linhas de Distribuição (Km) 126.693 123.333 2,7%

Linhas de Transmissão (Km) 4.545 4.456 2,0%

Subestações (Unid.) 100 99 1,0%

Volume de Energia 12 meses (GWh) 9.164 8.799 4,1%

Posição no Nordeste em Volume de Energia 3ª 3ª -

Marketshare no Brasil - Nº de Clientes (2) 4,66% 4,63% 0,03 p.p

Marketshare no Brasil - Volume de Energia (2) 2,13% 2,13% -

(1) Fonte: IBGE Censo 2010

(2) O número de consumidores e consumo Brasil está estimado

Estrutura de Controle e Organograma Societário Simplificado

Sociedade anônima de capital aberto, a Companhia é controlada pela Endesa Brasil, por meio da holding Investluz, que detém 56,6% do capital total e

91,7% do capital votante. O restante das ações pertence a pessoas físicas, investidores institucionais nacionais e estrangeiros (fundos de pensão, clubes e

fundos de investimentos), bem como outras pessoas jurídicas, e é negociado na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (BM&FBovespa).

ESTRUTURA DE CONTROLE (EM 31/03/2012)

ON (1) % PNA PNB PN % TOTAL %

Controladores 44.061.433 91,7% 1.770.000 - 1.770.000 5,9% 45.831.433 58,9%

Investluz 44.061.433 91,7% - - - - 44.061.433 56,6%

Endesa Brasil - - 1.770.000 - 1.770.000 5,9% 1.770.000 2,3%

Não Controladores 4.006.504 8,3% 26.446.201 1.571.161 28.017.362 94,1% 32.023.866 41,1%

Eletrobras - - 3.967.756 1.531.141 5.498.897 18,5% 5.498.897 7,1%

Fundos de Pensão 921.603 1,9% 4.088.558 - 4.088.558 13,7% 5.010.161 6,4%

Fundos e Clubes de Investimentos 1.740.300 3,6% 8.301.369 36.360 8.337.729 28,0% 10.078.029 12,9%

Pessoas Físicas 1.302.259 2,7% 9.249.216 940 9.250.156 31,1% 10.552.415 13,6%

Outros 42.342 0,1% 839.302 2.720 842.022 2,8% 884.364 1,1%

Totais 48.067.937 100,0% 28.216.201 1.571.161 29.787.362 100,0% 77.855.299 100,0%

(1) As ações ordinárias possuem Tag Along de 80%


Endesa (Direto e Indireto)

Endesa

Brasil

Ampla Energia

Endesa Cachoeira

Endesa Fortaleza

Endesa CIEN

Prátil

I

D G G T S

Enel

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3

DESEMPENHO OPERACIONAL *

Mercado de Energia

Crescimento de Mercado

NÚMERO DE CONSUMIDORES (UNIDADES)*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Mercado Cativo 2.994.586 2.885.732 3,8% 2.967.952 0,9%

Residencial - Convencional 1.216.758 715.474 70,1% 1.237.172 -1,7%

Residencial - Baixa Renda 1.164.118 1.650.776 -29,5% 1.122.859 3,7%

Industrial 5.864 5.807 1,0% 5.865 -0,0%

Comercial 165.860 160.529 3,3% 164.476 0,8%

Rural 400.101 313.078 27,8% 396.100 1,0%

Setor Público 41.885 40.068 4,5% 41.480 1,0%

Clientes Livres 40 28 42,9% 36 11,1%

Industrial 32 22 45,5% 28 14,3%

Comercial 8 6 33,3% 8 -

Revenda 2 2 - 2 -

Subtotal - Consumidores Efetivos 2.994.628 2.885.762 3,8% 2.967.990 0,9%

Consumo Próprio 221 223 -0,9% 221 -

Consumidores Ativos sem Fornecimento 262.015 239.670 9,3% 256.167 2,3%

Total - Número de Consumidores 3.256.864 3.125.655 4,2% 3.224.378 1,0%


2.885.762

2.994.628

2.460.000

2.560.000

2.660.000

2.760.000

2.860.000

2.960.000

3.060.000

1T11 1T12

Número de Consumidores Efetivos (Unidades)*

Evolução 1T11 - 1T12

Resid. -

Convencional;

41%

Resid. - Baixa

Renda; 39%

Industrial; n/r

Comercial; 6%

Rural; 13%

Setor Público;

1%

Cl. Livres; n/rRevenda; n/r

Número de Consumidoers Efetivos (Unidades)*

Posição Final em mar/12

A Coelce encerrou o 1T12 com 3.256.864 unidades consumidoras* (“consumidores”), 4,2% superior ao número de consumidores registrado ao final do

1T11. Esse crescimento representa um acréscimo de 131.209 novos consumidores* à base comercial da Companhia. O acréscimo observado entre os

períodos analisados está concentrado na classe residencial (convencional e baixa renda, conjuntamente) e rural, com mais 14.626 e 87.023 novos

consumidores*, respectivamente.

Essa evolução representa, em essência, o crescimento vegetativo do mercado cativo da Coelce, reflexo dos investimentos para conexão de novos clientes à

rede da Companhia, em especial pelos investimentos realizados no Programa Luz para Todos (PLPT). Juntos, esses investimentos totalizaram o montante

de R$ 137 milhões* nos últimos 12 meses.

Em termos de consumidores efetivos, a Companhia encerrou o 1T12 com 2.994.628 consumidores*, um incremento de 3,8% em relação ao 1T10. Os

consumidores efetivos representam o total dos consumidores excluindo-se as unidades de consumo próprio e os consumidores ativos sem fornecimento.

A Companhia fechou o 1T12 com 40 clientes livres*, um acréscimo de 12 novos clientes*, que representa um incremento de 42,9% em relação ao número

registrado no fechamento do 1T11.

Venda de Energia na Área de Concessão

VENDA E TRANSPORTE DE ENERGIA (GWH)*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Mercado Cativo 2.081 1.898 9,6% 2.124 -2,0%

Clientes Livres 267 215 24,2% 254 5,1%

Total - Venda e Transporte de Energia 2.348 2.113 11,1% 2.378 -1,3%


O volume total de venda e transporte de energia na área de concessão da Coelce no 1T12 foi de 2.348 GWh*, o que representa um incremento de 11,1%

(+235 GWh) em relação ao 1T11, cujo volume foi de 2.113 GWh*. Esta variação é o efeito combinado de (i) uma evolução observada no mercado cativo da

Companhia de 9,6% (+183 GWh) no 1T12 em relação ao 1T11 (2.081 GWh* versus 1.898 GWh*), impulsionada esta, ainda, por (ii) um maior volume de


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energia transportado para os clientes livres, cujo montante, no 1T12, de 267 GWh*, foi 24,2% superior ao registrado no 1T11 (+52 GWh). Essa energia

(transportada) gera uma receita para a Coelce através da TUSD – Tarifa do Uso do Sistema de Distribuição. *

2.113

2.348

1.650

1.750

1.850

1.950

2.050

2.150

2.250

2.350

2.450

1T11 1T12

Venda e Transporte de Energia (GWh)*


2.113

153 (81)

(18)42

6423

52 2.348

1.950

2.000

2.050

2.100

2.150

2.200

2.250

2.300

2.350

2.400

1T11 Resid B Renda Ind. Comerc. Rural S Púb. Livres 1T12

Evolução Anual do Consumo de Energia por Classe (GWh)*


Resid. -

Convencional;

21%

Resid. - Baixa

Renda; 13%

Industrial; 13%

Comercial; 19%

Rural; 10%

Setor Público;

13%

Cl. Livres; 11%

Venda e Transporte de Energia (GWh)*

Volume Total no 1T12

3,9%

6,3%

11,1%

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

1T11 x 1T12

Evolução do Volume de Energia - Comparativos (%)*

Comparativo Brasil, Região Nordeste e Estado do Ceará

Brasil

Nordeste

Ceará

Mercado Cativo

VENDA DE ENERGIA NO MERCADO CATIVO (GWH)*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Residencial - Convencional 496 343 44,6% 456 8,8%

Residencial - Baixa Renda 306 387 -20,9% 335 -8,7%

Industrial 299 317 -5,7% 326 -8,3%

Comercial 443 401 10,5% 445 -0,4%

Rural 238 174 36,8% 264 -9,8%

Setor Público 299 276 8,3% 298 0,3%

Total - Venda de Energia no Mercado Cativo 2.081 1.898 9,6% 2.124 -2,0%


O mercado cativo da Companhia apresentou uma evolução de 9,6% no 1T12 quando comparado ao 1T11. Apenas as classes residencial baixa renda e

industrial apresentaram retração no consumo, em decorrência, respectivamente, da aplicação dos novos critérios para enquadramento dos clientes

residenciais baixa renda, e pela migração de clientes do mercado cativo para o mercado livre. Os principais fatores que ocasionaram a evolução de 9,6% no

consumo foram (i) o crescimento vegetativo do mercado cativo, de 3,8%, que adicionou mais 108.854 novos consumidores efetivos* à base comercial cativa

da Companhia, crescimento este impulsionado, ainda, pelo (ii) incremento da venda de energia per capita no mercado cativo, de 5,6% (conforme quadro

abaixo).

VENDA DE ENERGIA PER CAPITA NO MERCADO CATIVO (KWH/CONS.)*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Residencial - Convencional 408 479 -14,8% 369 10,6%

Residencial - Baixa Renda 263 234 12,4% 298 -11,7%

Industrial 50.989 54.589 -6,6% 55.584 -8,3%

Comercial 2.671 2.498 6,9% 2.706 -1,3%

Rural 595 556 7,0% 666 -10,7%

Setor Público 7.139 6.888 3,6% 7.184 -0,6%

Total – Venda per Capita no Mercado Cativo 695 658 5,6% 716 -2,9%


A venda de energia per capita no mercado cativo no 1T12 foi de 695* KWh/consumidor, representando um incremento de 5,6% em relação à observada no

1T11. As principais variações foram observadas nas seguintes classes:

(i) residencial convencional e residencial baixa renda: observa-se uma expressiva variação no consumo per capita nas classes residencial convencional e

residencial baixa renda. Essa variação é o reflexo das alterações nos critérios de elegibilidade para enquadramento dos consumidores na Tarifa Social de

Energia Elétrica. Os novos critérios causaram uma migração de antigos clientes classificados como residencial baixa renda (menor consumo) para a classe


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residencial convencional, causando as variações acima mencionadas. As classes residencial convencional e residencial baixa renda apresentaram, quando

analisadas em conjunto, um incremento na venda de energia per capita de 9,1% no 1T12 em relação ao 1T11.

(ii) industrial: a redução observada de 6,6% reflete, basicamente, o impacto da migração de 12 clientes com elevado padrão de consumo (10 industriais e 2

comerciais) do mercado cativo para o mercado livre.

Clientes Livres

TRANSPORTE DE ENERGIA PARA OS CLIENTES LIVRES (GWH)*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Industrial 256 205 24,9% 243 5,3%

Comercial 11 10 10,0% 11 -

Total - Transporte de Energia para os Clientes Livres* 267 215 24,2% 254 5,1%


O transporte de energia para os clientes livres na área de concessão da Companhia no 1T12 foi de 267 GWh*, o que representa um incremento de 24,2%

(+52 GWh) em relação ao 1T11, tendo em vista, basicamente, o crescimento do número de clientes livres de 28*, no 1T11, para 40*, no 4T11 (mais 12

novos clientes*, um incremento de 42,9%*, crescimento que foi compensado, parcialmente, pela redução no transporte de energia per capita aos clientes

livres, de 13,1%, conforme quadro abaixo).

TRANSPORTE DE ENERGIA PER CAPITA PARA OS CLIENTES LIVRES (KWH/CONS.)*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Industrial 8.000 9.318 -14,1% 8.679 -7,8%

Comercial 1.375 1.667 -17,5% 1.375 -

Média - Transporte per capita p/ Clientes Livres* 6.675 7.679 -13,1% 7.056 -5,4%


A redução no transporte de energia per capita aos clientes livres, de 13,1%* no 1T12 em relação ao 1T11 foi fruto, principalmente, da migração de 12

clientes do mercado cativo para o mercado livre. Estes novos clientes apresentaram um padrão médio de consumo inferior em 62,6%* em relação aos

clientes que já se encontravam no mercado livre da Companhia no 1T11, o que justifica a redução do transporte de energia per capita no 1T12.

Balanço Energético

BALANÇO DE ENERGIA*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Demanda máxima de energia (MW) 1.622 1.451 11,8% 1.611 0,7%

Energia requerida (GWh) 2.662 2.375 12,1% 2.747 -3,1%

Energia distribuída (GWh) 2.348 2.102 11,7% 2.405 -2,4%



Industrial 293 312 -6,1% 326 -10,1%

Comercial 443 398 11,3% 450 -1,6%

Rural 227 154 47,4% 270 -15,9%

Setor Público 302 279 8,2% 299 1,0%

Clientes Livres 267 215 24,2% 254 5,1%

Revenda 3 3 - 4 -25,0%

Consumo Próprio 3 3 - 3 -

Perdas na Transmissão - Rede Básica (GWh) 62 54 14,8% 54 14,8%

Perdas na Transmissão - Rede Básica (%) 2,60% 2,51% 0,09 p.p 2,18% 0,42 p.p

Perdas na Distribuição - Sistema Coelce (GWh) 314 273 15,0% 342 -8,2%

Perdas na Distribuição - Sistema Coelce (%) 11,80% 11,49% 0,31 p.p 12,45% -0,65 p.p


A energia total requerida pelo sistema da Coelce no 1T12 foi de 2.662 GWh*, um percentual 12,1% superior ao registrado no 1T11 (2.375 GWh*). Já a

energia efetivamente distribuída pelo sistema apresentou um incremento de 11,7% (2.348 GWh* versus 2.102 GWh*). A diferença entre o incremento

apresentado pela energia total requerida e pela energia efetivamente distribuída é o reflexo do aumento (-0,31 p.p.) nas perdas no sistema de distribuição

entre os trimestres comparados, que alcançou o patamar de 11,80%*, no 1T12, contra 11,49%* no 1T11. *


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Sazonalidade

740

760

780

800

820

840

860

880

900

920

940

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

Energia Requerida pelo Sistema (GWh)*

Dados de jan/11 a mar/12 2011 2012

*

Compra de Energia

COMPRA DE ENERGIA (GWH)*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Central Geradora Termelétrica Fortaleza - CGTF 669 663 0,9% 678 -1,3%

Centrais Elétricas - FURNAS 369 366 0,8% 410 -10,0%

Companhia Hidroelétrica do São Francisco - CHESF 255 280 -8,9% 329 -22,5%

Companhia Energética de São Paulo - CESP 151 159 -5,0% 178 -15,2%

Eletronorte 106 114 -7,0% 128 -17,2%

COPEL 104 101 3,0% 113 -8,0%

CEMIG 83 86 -3,5% 97 -14,4%

PROINFA 52 45 15,6% 63 -17,5%

Outros 598 553 8,1% 594 0,7%

Total - Compra de Energia s/ CCEE 2.387 2.367 0,8% 2.590 -7,8%

Liquidação na CCEE 60 (160) -137,5% (57) -205,3%

Total - Compra de Energia 2.447 2.207 10,9% 2.533 -3,4%

Energia Distribuída

Wobben e Energyworls 7 4 75,0% 10 -30,0%

Total - Compra de Energia c/ Energia Distribuída 2.454 2.211 11,0% 2.543 -3,5%


Os contratos de compra de energia celebrados no Ambiente de Contratação Regulada - ACR, os contratos bilaterais, os contratos de energia distribuída e a

liquidação das diferenças na CCEE totalizaram, no 1T11, o montante de 2.454 GWh*, para atender a energia demandada pelo sistema da Coelce. Esse

montante representa um acréscimo de 11,0% (+243 GWh) em relação ao 1T11, que foi de 2.211 GWh*, ocasionado pela evolução do mercado cativo (9,6%)

da Companhia e, como consequência, maior volume de energia comprada.

>100,0% >100,0% >100,0% >100,0% >100,0% >100,0% >100,0% >100,0% >100,0%

>0,0%

>20,0%

>40,0%

>60,0%

>80,0%

>100,0%

>120,0%

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Nível de Contratação (%)


A demanda da Coelce encontra-se totalmente contratada para os próximos anos, garantindo à Companhia uma posição confortável em relação ao

atendimento à demanda por energia do seu mercado cativo.


4º TRI 3º TRI 2º TRI 1º TRI

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Inputs e Outputs do Sistema

INPUTS E OUTPUTS DO SISTEMA (GWH)*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Totais - Inputs 2.454 2.211 11,0% 2.543 -3,5%

Compra de Energia 2.454 2.211 11,0% 2.543 -3,5%

Contratos 2.394 2.371 1,0% 2.600 -7,9%

CGTF 669 663 0,9% 678 -1,3%

FURNAS 369 366 0,8% 410 -10,0%

CHESF 255 280 -8,9% 329 -22,5%

CESP 151 159 -5,0% 178 -15,2%

Eletronorte 106 114 -7,0% 128 -17,2%

COPEL 104 101 3,0% 113 -8,0%

CEMIG 83 86 -3,5% 97 -14,4%

PROINFA 52 45 15,6% 63 -17,5%

Wobben e Energyworls 7 4 75,0% 10 -30,0%

Outros 598 553 8,1% 594 0,7%

Liquidação CCEE 60 (160) -137,5% (57) -205,3%

Totais - Outputs 2.454 2.211 11,0% 2.543 -3,5%

Perdas na Transmissão - Rede Básica 62 54 14,8% 54 14,8%

Energia Distribuída - Mercado Cativo 2.392 2.157 10,9% 2.489 -3,9%



Industrial 293 312 -6,1% 326 -10,1%

Comercial 443 398 11,3% 450 -1,6%

Rural 227 154 47,4% 270 -15,9%

Setor Público 302 279 8,2% 299 1,0%

Consumo Próprio 3 3 - 3 -

Perdas na Distribuição - Sistema Coelce 314 273 15,0% 342 -8,2%

(1) Variação entre 1T12 e 4T11 *

Indicadores Operacionais

INDICADORES OPERACIONAIS E DE PRODUTIVIDADE*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

DEC 12 meses (horas) 8,49 9,71 -12,6% 9,31 -8,8%

FEC 12 meses (vezes) 5,35 6,83 -21,7% 6,04 -11,4%

Perdas de Energia 12 meses (%) 11,98% 12,17% -0,19 p.p 11,92% 0,06 p.p

Índice de Arrecadação 12 meses (%) 99,16% 99,12% 0,04 p.p 99,43% -0,27 p.p

MWh/Colaborador 1.794 1.679 6,8% 1.817 -1,3%

MWh/Consumidor 0,72 0,68 5,9% 0,74 -2,7%

PMSO (2)/Consumidor 33,28 27,00 23,3% 32,06 3,8%


(2) PMSO: Pessoal, Material, Serviços e Outros

Qualidade do Fornecimento

7,76

8,49

6,47

5,35

mar/09 jun/09 set/09 dez/09 mar/10 jun/10 set/10 dez/10 mar/11 jun/11 set/11 dez/11 mar/12

Evolução do DEC (Horas) e FEC (Vezes) TAM*

Dados de mar/09 a mar/12

DEC

FEC

11,71%11,98%

100,43%

99,16%

mar/09 jun/09 set/09 dez/09 mar/10 jun/10 set/10 dez/10 mar/11 jun/11 set/11 dez/11 mar/12

Evolução das Perdas Totais (%) e Arrecadação (%) TAM*

Dados de mar/09 a mar/12

Perdas

Índice de Arrecadação

Os indicadores DEC e FEC medem a qualidade do fornecimento de energia do sistema de distribuição da Coelce. Eles refletem:

DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora): a duração média em que os consumidores da Companhia tiveram o seu fornecimento

de energia interrompido. Medido em horas por período (no caso, horas nos últimos 12 meses).


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4

FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora): a frequência média em que os consumidores da Companhia tiveram o seu

fornecimento de energia interrompido. Medido em vezes por período (no caso, vezes nos últimos 12 meses).

A Coelce encerrou o 1T12 com DEC de 8,49 horas*, índice que apresenta uma melhoria de 12,6% em relação ao registrado no 1T11, de 9,71 horas*. O

FEC alcançou o patamar de 5,35 vezes*, o que representa uma melhoria de 21,7% em relação ao 1T11, que fechou em 6,83 vezes*.

A ANEEL divulgou os resultados do primeiro ranking de Continuidade do Serviço, envolvendo as 63 distribuidoras de energia elétrica do Brasil. Este ranking

avalia os desempenhos ponderados dos indicadores de qualidade DEC e FEC em relação à meta/limite estabelecido pela ANEEL. A Coelce obteve o 1º

lugar neste ranking.

Disciplina de Mercado

As perdas de energia TAM – Taxa Anual Móvel (medição acumulada em 12 meses) alcançaram o valor de 11,98%* no 1T12, uma redução de 0,19 p.p. em

relação às perdas registradas no 1T11, de 12,17%*. Nos últimos 12 meses, foram investidos no combate às perdas R$ 25 milhões*.

Em relação ao índice de arrecadação TAM (valores arrecadados sobre valores faturados, em 12 meses), o mesmo encerrou o 1T12 em 99,16%*, percentual

ligeiramente superior (0,04 p.p.) em relação ao encerramento do 1T11, de 99,12%*.

Produtividade

Os indicadores MWh/colaborador e MWh/consumidor refletem a produtividade da Companhia, em termos de geração de valor pela força de trabalho

(colaboradores) e em termos de geração de valor pela base comercial (consumidores).

A Coelce encerrou o 1T12 com o indicador de MWh/colaborador de 1.794*, índice 6,8% superior que o do 1T11, de 1.679*. O indicador de MWh/cliente

alcançou o patamar de 0,72*, índice 5,9% superior que o do 1T11, de 0,68*.

O indicador PMSO/consumidor, que busca avaliar a eficiência de custos pela base comercial da Companhia, alcançou o valor de R$33,28/consumidor no

1T12, o que representa um incremento de 23,3% em relação ao mesmo período do ano anterior, que fechou em R$27,00/consumidor.

1.679

1.794

1.500

1.550

1.600

1.650

1.700

1.750

1.800

1.850

1.900

1T11 1T12

Indicador de Produtividade - MWh/Colaborador*


0,68

0,72

0,60

0,62

0,64

0,66

0,68

0,70

0,72

0,74

1T11 1T12

Indicador de Produtividade - MWh/Consumidor*


*

DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

Resultado

PRINCIPAIS CONTAS DE RESULTADO (R$ MIL) E MARGENS (%)

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Receita Operacional Bruta 974.047 896.062 8,7% 958.391 1,6%

Deduções à Receita Operacional (290.446) (261.619) 11,0% (263.005) 10,4%

Receita Operacional Líquida 683.601 634.443 7,7% 695.386 -1,7%

Custos do Serviço e Despesas Operacionais (504.338) (494.653) 2,0% (524.817) -3,9%

EBITDA(2)* 214.486 172.227 24,5% 205.242 4,5%

Margem EBITDA* 31,38% 27,15% 4,23 p.p 29,51% 1,87 p.p

EBIT(3)* 179.263 139.790 28,2% 170.569 5,1%

Margem EBIT* 26,22% 22,03% 4,19 p.p 24,53% 1,69 p.p

Resultado Financeiro (18.509) (12.655) 46,3% 6.136 -

Imposto de Renda, Contribuição Social e Outros (40.635) (22.618) 79,7% (41.992) -3,2%

Lucro Líquido 120.119 104.517 14,9% 134.713 -10,8%

Margem Líquida 17,57% 16,47% 1,10 p.p 19,37% -1,80 p.p

Lucro por Ação (R$/ação) 1,54 1,34 14,9% 1,73 -11,0%


(2) EBITDA: Resultado do Serviço + Depreciações e Amortizações

(3) EBIT: Resultado do Serviço


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Overview *

974.047 (290.446)

683.601 (330.640)

(138.475)

214.486 (35.223)179.263 (18.509) (40.635)

120.119

-

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

Receita Bruta Deduções à

Receita

Receita Líquida Desp. Não

Gerenciável

Desp.

Gerenciável

EBITDA* Deprec. / Amort. EBIT* Res. Financ. Trib./Outros Lucro Líquido

Principais Contas do Resultado(R$ Mil)

Overview 1T12

Receita Operacional Bruta

RECEITA OPERACIONAL BRUTA (R$ MIL)

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Fornecimento de Energia Elétrica 827.823 742.890 11,4% 847.226 -2,3%

Subsídio Baixa Renda 55.668 54.770 1,6% 35.020 59,0%

Suprimento de Energia Elétrica 16.124 3.046 - 2.351 -

Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica 34.440 29.343 17,4% 34.656 -0,6%

Receita Operacional IFRIC-12 29.206 56.921 -48,7% 28.493 2,5%

Outras Receitas 10.786 9.092 18,6% 10.645 1,3%

Total - Receita Operacional Bruta 974.047 896.062 8,7% 958.391 1,6%


A receita operacional bruta da Coelce alcançou, no 1T12, R$ 974 milhões, um incremento de 8,7% em relação ao 1T11, de R$ 896 milhões (+R$ 78

milhões). Esse incremento é, basicamente, o efeito líquido dos seguintes fatores:

Evolução de 11,4% (R$ 828 milhões versus R$ 743 milhões) na receita pelo fornecimento de energia elétrica (+R$ 85 milhões):

O incremento se deve ao efeito combinado de (i) um crescimento do volume de energia vendida para o mercado cativo, de 9,6% (de 1.898 GWh no 1T11

para 2.081 GWh no 1T12, uma evolução de 183 GWh), associado a uma (ii) melhoria na tarifa média do 1T12 em relação ao 1T11, de 1,1%, tendo em vista

a mudança no perfil de consumo (melhor mix de consumo, conforme gráfico abaixo):

18,1%

20,4%

16,7% 21,1%

9,2%

14,5%

23,8%

14,7% 14,4%

21,3%

11,4%

14,4%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

Residencial - Convencional Residencial - Baixa Renda Industrial Comercial Rural Setor Público

Análise da Composição Percentual por Classe no Mercado Cativo (%)*

Dados do 1T11 - 1T121T11

1T12

Incremento de 1,6% (R$ 56 milhões versus R$ 55 milhões) na receita referente ao subsídio baixa renda (+R$ 1 milhão):

Apesar da migração de aproximadamente 487 mil consumidores da classe residencial baixa renda para a classe residencial convencional, verifica-se um

crescimento de 1,6% na receita desse subsidio quando comparamos o 1T12 com o mesmo período do ano anterior, explicado pelos seguintes fatores: (i)

aumento do consumo per capita dos clientes residenciais baixa renda em 12,4% e (ii) registro de aproximadamente R$ 4,5 milhões no 1T12 referente a

subsidio não contabilizado no exercício anterior. A redução do número de clientes residenciais baixa renda reflete as alterações nos critérios de

elegibilidade para enquadramento dos consumidores na Tarifa Social de Energia Elétrica.

Incremento (R$ 16 milhões versus R$ 3 milhões) no suprimento de energia elétrica (+R$ 13 milhões):

Este aumento reflete o descolamento do preço spot nos submercados Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO) e Sul (SU) em relação ao preço spot do submercado

Nordeste (NE).

Evolução de 17,4% (R$ 34 milhões versus R$ 29 milhões) na receita pela disponibilidade da rede elétrica (+R$ 5 milhões):

O incremento se deve à evolução do volume de energia transportada para os clientes livres dentro da área de concessão da Companhia, de 24,2% (de 215

GWh no 1T11 para 267 GWh no 1T12, um incremento de 52 GWh).


100% 70% 22% 18% 12%

PÁGINA: 20 de 130



Redução de 48,7% (R$ 29 milhões versus R$ 57 milhões) na receita operacional oriunda da aplicação do ICPC 01 – IFRIC 12 (-R$ 28 milhões):

A ICPC 01 estabelece que o concessionário de energia elétrica deve registrar e mensurar a receita dos serviços que presta de acordo com os

Pronunciamentos Técnicos CPC 17 – Contratos de Construção (serviços de construção ou melhoria) e CPC 30 – Receitas (serviços de operação –

fornecimento de energia elétrica), mesmo quando regidos por um único contrato de concessão. A Companhia contabiliza receitas e custos relativos a

serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. A margem de construção

adotada é estabelecida como sendo igual a zero, considerando que: (i) a atividade fim da Companhia é a distribuição de energia elétrica; (ii) toda receita de

construção está relacionada com a construção de infraestrutura para o alcance da sua atividade fim, ou seja, a distribuição de energia elétrica; e (iii) a

Companhia terceiriza a construção da infraestrutura com partes não relacionadas. Mensalmente, a totalidade das adições efetuadas ao ativo intangível em

curso é transferida para o resultado, como custo de construção, após dedução dos recursos provenientes do ingresso de obrigações especiais. O efeito na

receita operacional bruta no 1T12 foi de R$ 29 milhões, (cuja contrapartida se encontra nas despesas operacionais, no mesmo valor, não gerando efeito

algum no EBITDA e no Lucro Líquido da Companhia), uma redução de R$ 28 milhões quando comparado com o 1T11 (R$ 57 milhões).

Excluindo-se o efeito da receita operacional - IFRIC 12, a receita operacional bruta da Companhia, no 1T12, alcançou o montante de R$ 945 milhões, o que

representa um incremento de 12,6% em relação ao mesmo período do ano anterior, cujo montante foi de R$ 839 milhões (+R$ 106 milhões).

Deduções da Receita

DEDUÇÕES DA RECEITA (R$ MIL)

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

ICMS (190.120) (170.542) 11,5% (194.745) -2,4%

COFINS (41.081) (36.569) 12,3% (31.301) 31,2%

PIS (8.825) (7.939) 11,2% (6.100) 44,7%

Quota Reserva Global de Reversão - RGR (10.153) (9.452) 7,4% (4.387) 131,4%

Conta de Consumo de Combust. Fósseis - CCC (27.471) (24.358) 12,8% (27.471) -

Programa de Eficiência Energética e P&D (5.328) (5.693) -6,4% 7.979 -166,8%

Encargo de Capacidade/Aquisição Emergencial/Outros (7.468) (7.066) 5,7% (6.980) 7,0%

Total - Deduções da Receita (290.446) (261.619) 11,0% (263.005) 10,4%


As deduções da receita apresentaram incremento de 11,0% em relação ao mesmo trimestre do ano anterior, alcançando -R$ 290 milhões no 1T12, contra -

R$ 262 milhões no 1T11 (-R$ 28 milhões). Esse incremento é o efeito, principalmente, das seguintes variações:

Incremento de 11,6% (-R$ 240 milhões versus -R$ 215 milhões) nos tributos ICMS/COFINS/PIS (-R$ 25 milhões):

Este incremento reflete o crescimento da base de cálculo para apuração destes tributos. O percentual sobre a base de cálculo ficou em linha com o 1T11.

Acréscimo de 12,8% (-R$ 27 milhões versus -R$ 24 milhões) na conta de consumo de combustíveis fósseis – CCC (-R$ 3 milhões):

Os custos com CCC foram incrementados, no montante de 12,8%, a partir de maio de 2011. Os valores são estabelecidos pelo órgão regulador. Este

encargo destina-se a financiar o óleo diesel da geração termelétrica das áreas isoladas, não atendidas pelo serviço de eletrificação, concentrada na região

norte do país.

Custos e Despesas Operacionais

CUSTOS DO SERVIÇO E DESPESAS OPERACIONAIS (R$ MIL)

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Custos e despesas não gerenciáveis

Energia Elétrica Comprada para Revenda (292.072) (288.840) 1,1% (317.241) -7,9%

Taxa de Fiscalização da ANEEL (1.140) (1.101) 3,5% (1.212) -5,9%

Encargo do Uso da Rede Elétrica/Encargo do Sistema (37.428) (30.370) 23,2% (32.129) 16,5%

Total - Não gerenciáveis (330.640) (320.311) 3,2% (350.582) -5,7%

Custos e despesas gerenciáveis

Pessoal (38.936) (26.074) 49,3% (34.983) 11,3%

Material e Serviços de Terceiros (51.203) (47.855) 7,0% (67.023) -23,6%

Depreciação e Amortização (35.223) (32.437) 8,6% (34.673) 1,6%

Custo de Desativação de Bens (880) (578) 52,2% (7.702) -88,6%

Prov. para Créditos de Liquidação Duvidosa (8.305) 11 - (464) -

Provisões para Contingências (3.621) (505) - 203 -

Despesa IFRIC-12 (Custo de Construção) (29.206) (56.921) -48,7% (28.493) 2,5%

Outras Despesas Operacionais (6.324) (9.983) -36,7% (1.100) -

Total - Gerenciáveis (173.698) (174.342) -0,4% (174.235) -0,3%

Total - Custos do Serviço e Despesa Operacional (504.338) (494.653) 2,0% (524.817) -3,9%


Os custos e despesas operacionais no 1T12 alcançaram -R$ 504 milhões, um incremento de 2,0% em relação ao 1T11, de -R$ 495 milhões (-R$ 9 milhões).

Esta redução é o efeito, principalmente, das seguintes variações:

Incremento de 3,2% (-R$ 331 milhões versus -R$ 320 milhões) nos custos e despesas não gerenciáveis (-R$ 11 milhões), principalmente, por:

Incremento de 1,1% (-R$ 292 milhões versus -R$ 289 milhões) na energia elétrica comprada para revenda (-R$ 3 milhões):

O aumento observado é decorrente de reajuste dos custos de compra de energia ocorrido em abril de 2011, em média 5,3%, compensado, em parte, pela

desvinculação de contratos previamente assinados – via Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD, ocorrido em dezembro de 2011, fato

que reduziu a quantidade total de energia contratada e levou a companhia a adquirir mais no mercado spot em 2012 para atender sua demanda. Em 2011 a

quantidade de energia contratada era maior que a energia demandada.

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Redução de 3,2% (-R$ 37 milhões versus -R$ 30 milhões) na rubrica encargo de uso/encargo de serviço do sistema – ESS (+R$ 7 milhões):

A redução foi o reflexo do menor despacho de usinas térmicas no 1T12 em relação ao 1T11. O encargo de serviço de sistema – ESS é o ressarcimento ao

agente gerador térmico que cumpre uma solicitação de despacho do ONS para atender uma restrição de operação. Os valores de ESS são pagos pelos

distribuidores e comercializadores e são repassados aos consumidores finais.

Redução de 0,4% (-R$ 173,7 milhões versus -R$ 174,3 milhões) nos custos e despesas gerenciáveis (+R$ 0,6 milhões), principalmente, por:

Incremento de 49,3% (-R$ 39 milhões versus -R$ 26 milhões) nas despesas com pessoal (-R$ 13 milhões):

O aumento observado nas despesas com pessoal é o reflexo de (i) uma menor ativação de despesas (-R$ 7 milhões) com pessoal no 1T12 em relação ao

mesmo trimestre do ano anterior, tendo vista a redução do volume dos investimentos realizados nos períodos analisados, associado ao (ii) reajuste salarial

de 7,19% concedidos aos empregados em outubro de 2011.

Incremento de 7,0% (-R$ 51 milhões versus -R$ 48 milhões) nas despesas com material e serviços de terceiros (-R$ 3 milhões):

O incremento reflete reajustes nos contratos de prestação de serviços ocorridos entre abril de 2011 e março de 2012.

Incremento (-R$ 8 milhões versus R$ 11 mil) na rubrica de Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (-R$ 8 milhões):

A variação verificada deve-se a necessidade de ajuste do saldo de provisão para cobrir possíveis perdas com créditos de liquidação duvidosa. .

Redução de 48,7% (-R$ 29 milhões versus -R$ 57 milhões) na despesa operacional oriunda da aplicação do ICPC 01 – IFRIC 12 (+R$ 28 milhões):

A ICPC 01 estabelece que o concessionário de energia elétrica deve registrar e mensurar a receita dos serviços que presta de acordo com os

Pronunciamentos Técnicos CPC 17 – Contratos de Construção (serviços de construção ou melhoria) e CPC 30 – Receitas (serviços de operação –

fornecimento de energia elétrica), mesmo quando regidos por um único contrato de concessão. A Companhia contabiliza receitas e custos relativos a

serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. A margem de construção

adotada é estabelecida como sendo igual a zero, considerando que: (i) a atividade fim da Companhia é a distribuição de energia elétrica; (ii) toda receita de

construção está relacionada com a construção de infraestrutura para o alcance da sua atividade fim, ou seja, a distribuição de energia elétrica; e (iii) a

Companhia terceiriza a construção da infraestrutura com partes não relacionadas. Mensalmente, a totalidade das adições efetuadas ao ativo intangível em

curso é transferida para o resultado, como custo de construção, após dedução dos recursos provenientes do ingresso de obrigações especiais. O efeito na

despesa operacional no 1T12 foi de -R$ 29 milhões, (cuja contrapartida se encontra na receita operacional bruta, no mesmo valor, não gerando efeito algum

no EBITDA e no Lucro Líquido da Companhia), uma redução de R$ 28 milhões quando comparado com o 1T11 (-R$ 57 milhões).

Excluindo-se o efeito do custo operacional - IFRIC 12, os custos e despesas gerenciáveis da Companhia, no 1T12, alcançaram o montante de -R$ 144

milhões, o que representa um incremento de 23,1% em relação ao mesmo período do ano anterior, cujo montante foi de -R$ 117 milhões (-R$ 27 milhões).

EBITDA*

172.227214.486

27,15%

31,38%

-

240.000

480.000

720.000

960.000

1.200.000

1T11 1T12

EBITDA (R$ Mil) e Margem EBITDA (%)*


139.790179.263

22,03%

26,22%

-

240.000

480.000

720.000

960.000

1.200.000

1T11 1T12

EBIT (R$ Mil) e Margem EBIT (%)*


172.227

77.985 (28.827)

(10.329) 3.430 214.486

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1T11 Receita Bruta Deduções à Receita Desp. Não Gerenciável Desp. Gerenciável 1T12

Análise da Evolução do EBITDA (R$ Mil)*


172.227

105.700 (28.827)

(10.329)(24.285)

214.486

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1T11 Receita Bruta Deduções à Receita Desp. Não Gerenciável Desp. Gerenciável 1T12

Análise da Evolução do EBITDA (R$ Mil)* s/ variações de Receita e Custo de Construção (IFRIC 12)


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Com base nas variações acima expostas, o EBITDA da Coelce no 1T12, atingiu o montante de R$ 214 milhões*, o que representa um incremento de 24,5%

em relação ao 1T11, cujo montante foi de R$ 172 milhões* (+R$ 42 milhões). A margem EBITDA da Companhia no 1T12 foi de 31,38%*, o que representa

uma evolução de 4,23 p.p. em relação ao 1T11, de 27,15%*.

O EBITDA Ajustado, conforme calculado pela Companhia, é igual ao lucro (prejuízo) líquido antes do IR e CSLL, das despesas financeiras líquidas e das despesas de depreciação e amortização, resultados não

operacionais e participações. O EBITDA Ajustado não é uma medida de desempenho financeiro segundo as "Práticas Contábeis Adotadas no Brasil", tampouco deve ser considerado isoladamente, ou, como uma

alternativa ao lucro líquido, como medida de desempenho operacional, ou alternativa aos fluxos de caixa operacionais, ou como medida de liquidez. Outras empresas podem calcular o EBITDA Ajustado de maneira

diversa da Companhia. Em razão de não serem consideradas, para o seu cálculo, as despesas e receitas com juros (financeiras), o IR e CSLL, a depreciação e amortização, os resultados não operacionais e as

participações, o EBITDA Ajustado funciona como um indicador de desempenho econômico geral. Consequentemente, o EBITDA Ajustado funciona como uma ferramenta significativa para comparar, periodicamente, o

desempenho operacional, bem como para embasar determinadas decisões de natureza administrativa. O EBITDA Ajustado permite uma melhor compreensão não só sobre o desempenho financeiro, como também

sobre a capacidade de cumprir com as obrigações passivas e de obter recursos para as despesas de capital e para o capital de giro. O EBITDA Ajustado, no entanto, apresenta limitações que prejudicam a sua utilização

como medida de lucratividade, em razão de não considerar determinados custos decorrentes dos negócios, que poderiam afetar, de maneira significativa, os lucros, tais como despesas financeiras, tributos, depreciação,

despesas de capital e outros encargos relacionados.

Resultado Financeiro

RESULTADO FINANCEIRO (R$ MIL)

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Receitas Financeiras

Renda de Aplicações Financeiras 9.905 3.592 175,8% 7.885 25,6%

Acréscimo Moratório sobre Conta de Energia 10.417 9.327 11,7% 10.081 3,3%

Outras 4.162 4.003 4,0% 20.782 -80,0%

Total - Receitas Financeiras 24.484 16.922 44,7% 38.748 -36,8%

Despesas financeiras

Encargo de Dívidas (21.583) (17.803) 21,2% (21.099) 2,3%

Variações Monetárias (5.713) (5.954) -4,0% (8.395) -31,9%

IOF e IOC (183) (911) -79,9% (1.163) -84,3%

Outras (15.514) (4.909) 216,0% (1.955) -

Total - Despesas Financeiras (42.993) (29.577) 45,4% (32.612) 31,8%

Total - Receitas e Despesas Financeiras (18.509) (12.655) 46,3% 6.136 -


O resultado financeiro da Coelce, no 1T11, ficou em -R$ 19 milhões, um aumento de 46,3% em relação ao mesmo trimestre do ano anterior, de -R$ 13

milhões (-R$ 6 milhões). Este incremento é o efeito líquido, principalmente, das seguintes variações:

Incremento de 44,7% (R$ 24 milhões versus R$ 17 milhões) nas receitas financeiras (+R$ 7 milhões), principalmente, por:

Incremento de 175,8% (R$ 10 milhões versus R$ 4 milhões) na renda de aplicações financeiras (+R$ 6 milhões):

Este incremento está associado ao maior saldo médio de aplicações financeiras observado no 1T12 em relação ao 1T11.

Incremento de 45,4% (-R$ 43 milhões versus -R$ 30 milhões) nas despesas financeiras (-R$ 13 milhões), principalmente, por:

Incremento de 21,2% (-R$ 22 milhões versus -R$ 18 milhões) nos encargos de dívidas (-R$ 4 milhões):

O maior custo verificado se justifica pelo aumento do saldo médio da dívida ocorrido pela emissão de debênture em montante de R$ 400 milhões em

novembro de 2011 e outros financiamentos para investimentos obtidos ao longo de 2011 (Eletrobrás e BNB).

Aumento de 216,0% (-R$ 16 milhões versus -R$ 5 milhões) em outras despesas financeiras (+R$ 11 milhões):

O aumento acima reflete, basicamente, (i) atualizações de impostos e multas em torno de R$ 2,7 milhões, (ii) correção do passivo diferido de fornecedor de

energia no valor de R$ 5,4 milhões e (iii) pagamentos de multas no valor de R$ 2,1 milhões.

Tributos (IR/CSLL) e Outros

TRIBUTOS (IR/CSLL) E OUTROS (R$ MIL)

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

IR e CSLL (56.765) (40.756) 39,3% (51.961) 9,2%

Incentivo Fiscal SUDENE 18.755 21.006 -10,7% 12.838 46,1%

Amortização do Ágio e Reversão da Provisão (2.625) (2.868) -8,5% (2.869) -8,5%

Total (40.635) (22.618) 79,7% (41.992) -3,2%


As despesas com Imposto de Renda (IR), Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) e Outros (Amortização do Ágio) no 1T11 registraram -R$ 41

milhões, um aumento de 79,7% em relação ao mesmo período do ano anterior, de -R$ 23 milhões (-R$ 18 milhões). Esse incremento é o efeito,

basicamente, do acréscimo das despesas de Imposto de Renda e Contribuição Social devidos, tendo em vista o incremento de suas bases de cálculo. A

alíquota efetiva de Imposto de Renda e Contribuição Social aumentou 7 p.p., alcançando 25% no 1T12 contra 18% no mesmo período de 2011 em função

do aumento de adições permanentes e redução das deduções permanentes.

PÁGINA: 23 de 130



Lucro Líquido

104.517120.119

16,47% 17,57%

-

100.000

200.000

300.000

400.000

1T11 1T12

Lucro Líquido (R$ Mil) e Margem Líquida (%)


83.511 101.364

21.00618.755

13,16%14,83%

-

100.000

200.000

300.000

400.000

1T11 1T12

Lucro Líquido (R$ Mil) e Margem Líquida (%)


SUDENE

Lucro Líquido s/ SUDENE

Margem Líquida s/ SUDENE

104.517

77.985 (28.827)

(10.329)3.430 (2.786) (5.854) (18.017)

120.119

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

200.000

1T11 Receita Bruta Deduções à

Receita

Desp. Não

Gerenciável

Desp. Gerenciável Deprec. / Amort. Res. Financ. Trib./Outros 1T12

Análise da Evolução do Lucro Líquido (R$ Mil)


104.517

105.700 (28.827)

(10.329)(24.285)

(2.786) (5.854) (18.017)120.119

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

1T11 Receita Bruta Deduções à Receita Desp. Não

Gerenciável

Desp. Gerenciável Deprec. / Amort. Res. Financ. Trib./Outros 1T12

Análise da Evolução do Lucro Líquido (R$ Mil), s/ variações de Receita e Custo de Construção (IFRIC 12)


Com base nos efeitos expostos anteriormente, a Coelce registrou no 1T12 um lucro líquido de R$ 120 milhões, valor 14,9% superior ao registrado no 1T11,

que foi de R$ 105 milhões (+R$ 15 milhões). Desta forma, a Margem Líquida no 4T11 alcançou 17,57%.

Endividamento

INDICADORES DE ENDIVIDAMENTO

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Dívida bruta (R$ mil) 1.108.735 867.627 27,8% 1.123.992 -1,4%

(-) Dívida Previdenciária - Balancete (R$ mil) 28.950 38.652 -25,1% 28.546 1,4%

(-) Caixa, Equivalentes e Aplicações Financ. (R$ mil) 389.679 91.710 - 328.200 18,7%

Dívida líquida (R$ mil) 690.106 737.265 -6,4% 767.246 -10,1%

Dívida bruta / EBITDA(3)* 1,39 1,10 26,4% 1,49 -6,7%

EBITDA(2) / Encargos de Dívida(2)* 10,39 10,64 -2,3% 10,35 0,4%

Dívida bruta / (Dívida bruta + PL) 0,41 0,37 10,8% 0,43 -4,7%

Dívida líquida / (Dívida líquida + PL) 0,30 0,34 -11,8% 0,34 -11,8%


(2) EBITDA e Encargo de Dívida acumulado nos últimos 12 meses *

A dívida bruta da Coelce encerrou o 1T12 em R$ 1.109 milhões, um incremento de 27,8% em relação ao 1T11, que foi de R$ 868 milhões (+R$ 241

milhões). Este incremento está basicamente associado à 3ª emissão de debêntures da Companhia em novembro de 2011, no montante de R$ 400 milhões,

sendo este efeito compensado parcialmente por amortizações ocorridas no período.

A Coelce encerrou o 1T11 com o custo da dívida médio em 10,53% a.a., ou CDI - 0,60% a.a., custo este que reflete a composição do portfólio de

empréstimos da Companhia, onde 40% são empréstimos firmados com bancos de fomento (BNDES, BNB e BEI) e com a Eletrobras, oferecendo taxas

abaixo da média praticada pelo mercado privado.


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Em setembro de 2011, a agência classificadora de risco de crédito corporativo Standard & Poor’s procedeu com o upgrade do rating corporativo da

Companhia de brAA para brAA+, refletindo a solidez creditícia atual e futura da Coelce.

867.627

1.108.735

1,10

1,39

-

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

1.400.000

1.600.000

1T11 1T12

Dívida Bruta (R$ Mil) e Dívida Bruta / EBITDA* (Vezes)


737.265 690.106

0,34

0,30

-

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

1.400.000

1.600.000

1T11 1T12

Dívida Líquida (R$ Mil) e Alavancagem (Vezes)


Dívida Líquida

Alavancagem

191.995 184.182 181.174

72.512

443.879

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

2012 2013 2014 2015 após 2015

Curva de Amortização (R$ Mil)


CP; 23%

LP; 77%

Abertura da Dívida Bruta - CP e LP


CDI; 12%IGP-M; 2%

INPC; 3%

IPCA; 45%

Libor; n/rPré; 23%

TJLP; 15%

TR; n/r

Abertura da Dívida Bruta - Indexadores


Reais (BRL);

99%

Dólar (USD) s/

Hedge; 1%

Abertura da Dívida Bruta - Moedas


Banco do Brasil;

3%

Debêntures; 55%

BEI;3%

BNDES; 14%

BNB; 14% Eletrobrás; 9%

União Fed.; 1%

Previdenciária;

3%

Abertura da Dívida Bruta - Credor


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Investimentos*

INVESTIMENTOS (R$ MIL)*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Investimentos por Demanda 31.490 71.641 -56,0% 67.646 -53,4%

Novas Conexões 25.361 67.146 -62,2% 44.213 -42,6%

Atendimento à Demanda 6.129 4.495 36,4% 23.433 -73,8%

Qualidade do Sistema Elétrico 3.859 9.942 -61,2% 11.614 -66,8%

Programa Luz para Todos (PLPT) 1.613 (5.799) -127,8% 32.168 -95,0%

Combate às Perdas 2.214 4.493 -50,7% 6.868 -67,8%

Outros (1.093) 1.839 -159,4% 16.741 -106,5%

(-) Reversão de Provisões - - - (35.417) -100,0%

(-) Variações de Estoque - - - (14.587) -100,0%

Total Investido 38.083 82.116 -53,6% 99.620 -61,8%

Aportes / Subsídios (10.155) (25.257) -59,8% (65.654) -84,5%

Investimento Líquido 27.928 56.859 -50,9% 33.966 -17,8%


82.116

38.083

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

1T11 1T12

Investimentos Totais (R$ Mil)*


Novas

Conexões; 56%

Atendimento à

Demanda; 14%

Qualidade do

Sistema; 4%

PLTP; 1%

Combate às

Perdas; 2%

Outros; -31%

Portfólio de Investimentos (R$ mil)

Dados do 1T12

Os investimentos realizados pela Coelce no 1T12 alcançaram R$ 38 milhões*, um decréscimo de 53,6% (-R$ 44 milhões) em relação ao mesmo período do

ano anterior, cujo montante foi de R$ 82 milhões*. O maior volume, no 1T12, foi direcionado aos investimentos em Novas Conexões, que representou R$ 25

milhões de todo o valor investido no período mencionado.

Excluindo os aportes e subsídios realizados, os investimentos líquidos realizados pela Coelce atingiram R$ 28 milhões* no 1T12, montante 50,9% inferior ao

realizado no 1T11 (R$ 57 milhões).

Mercado de Capitais

COTAÇÃO DE FECHAMENTO (R$/AÇÃO)*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Ordinárias - ON (COCE3) 38,18 33,79 13,0% 31,75 20,3%

Preferenciais A - PNA (COCE5) 39,86 33,60 18,6% 34,45 15,7%

Preferenciais B - PNB (COCE6) 35,00 27,00 29,6% 30,01 16,6%


INDICADORES DE MERCADO*

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Informações sobre Ação Preferencial A (COCE5)

Cotação (R$/ação) 39,86 33,60 18,6% 34,45 15,7%

Média Diária de Negócios 203 218 -6,9% 191 6,3%

Média Diária de Volume Financeiro (R$) 1.946.425 2.124.903 -8,4% 1.571.750 23,8%

Valor de Mercado (R$ milhões) 3.015 2.615 15,3% 2.545 18,5%

Enterprise Value (EV) (2) (R$ milhões) 3.705 3.352 10,5% 3.313 11,8%

EV/EBITDA (3) 4,65 4,23 9,9% 4,39 5,9%

Preço da Ação PNA / Lucro por Ação (3) (P/L) 6,38 5,68 12,3% 5,69 12,1%

Dividend Yield da Ação PNA (4) 10,72% 8,14% 2,58 p.p 12,40% -1,68 p.p

Valor de Mercado/Patrimônio Líquido 1,89 1,79 5,6% 1,73 9,2%


(2) EV = Valor de mercado + Dívida líquida

(3) EBITDA e Lucro por Ação dos quatro últimos trimestres

(4) Proventos por Ação pagos nos últimos 4 trimestres / Preço da Ação no final do período


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5

2.124.9031.946.425

218 203

-

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

4.000.000

1T11 1T12

Média Diária de Negócios (Negócios) e Volume Médio Diário (R$)*


18,6%

15,3%

18,0%

-5,9%-10,0%

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

PNA (COCE5) Valor de Mercado IEE Ibovespa

Indicadores de Mercado - Variação 12 meses (%)*

Dados até mar/12

+35,4%

+18,0%

-5,9%

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

31/3/2011 22/4/2011 16/5/2011 7/6/2011 29/6/2011 21/7/2011 12/8/2011 5/9/2011 27/9/2011 19/10/201110/11/2011 2/12/2011 26/12/2011 17/1/2012 8/2/2012 1/3/2012 23/3/2012

Evolução diária COCE5, IEE e IBOVESPA - base 1

Dados de 12 meses - até mar/12COCE5 IEE IBOVESPA

41,1% do Capital Social da Coelce estão em livre negociação na BM&FBovespa, e representam seu free float, enquanto os demais 58,9% estão nas mãos

do grupo controlador.

A Coelce possui, atualmente, 3 papéis negociados na BM&FBovespa, sendo que o de maior liquidez é a ação preferencial A (COCE5), que no 1T12 teve

uma média de 203 negócios diários (-6,9% vs. 1T12) e um volume financeiro diário médio de R$ 1,9 milhão (-8,4% vs. 1T11). Os demais papéis, por

possuírem baixa liquidez, estão expostos a negociações que fogem à percepção média do mercado sobre a Companhia, o que pode ocasionar movimentos

distorcidos no preço do ativo.

A ação preferencial classe A (COCE5) apresentou valorização (sem ajuste por proventos) de 18,6% nos 12 meses até março de 2012, enquanto o IEE e o

Ibovespa apresentaram valorização de 18,0% e desvalorização de 5,9%, respectivamente. Ajustando-se as cotações pelos proventos deliberados, a

valorização da ação preferencial classe A (COCE5) seria de 35,4%.

Em Assembleia Geral Ordinária – AGO, realizada em 25 de abril de 2012, foi deliberada a distribuição de R$ 276.014.919,77 em dividendos, o que

representa um payout ratio de 75% sobre o lucro líquido passível de distribuição (excluindo-se o benefício fiscal da SUDENE e outros resultados

abrangentes) e um dividendo de R$ 3,5452 por ação. Com base na cotação média de fechamento do papel COCE5 no ano de 2012 (até 30 de março), de

R$ 35,93, esta deliberação representa um dividend yield de 9,9%, cujo pagamento será efetuado até o dia 30 de dezembro de 2012.

Em 2011, as ações preferenciais classe A da Coelce foram selecionadas para integrar, pelo 6º ano consecutivo, o ISE – Índice de Sustentabilidade

Empresarial da BM&FBovespa, índice que congrega as empresas listadas com as melhores práticas em sustentabilidade empresarial do país.

OUTROS TEMAS RELEVANTES

3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica e Reajuste Tarifário Anual de 2012

3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica

O Contrato de Concessão nº 01/98, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Coelce,

define a data de 22 de abril de 2011 para a realização da terceira revisão tarifária periódica.

As metodologias aplicáveis ao 3º ciclo de revisão tarifária periódica (3CRTP) foram aprovadas em novembro de 2011 por meio das Resoluções 457/2011 e

464/2011.

Devido à extensão das discussões relativas às metodologias para o 3CRTP, não houve tempo hábil para se proceder com a revisão tarifária da Coelce na

data definida no Contrato de Concessão. De acordo com a disciplina definida pela Resolução 433/2011, que veio a ser substituída pela Resolução

471/2011, as tarifas vigentes em 22 de abril de 2011 foram prorrogadas, não tendo o consumidor percebido qualquer movimentação tarifária naquela

oportunidade.

Embora processada em atraso, a revisão tarifária da Coelce tem vigência desde a data prevista no Contrato de Concessão, de 22 de abril de 2011. Com o

objetivo de tornar neutro para distribuidora e consumidores a postergação da revisão tarifária, será apurado um componente financeiro a partir da diferença

entre as tarifas prorrogadas (que foram aplicadas) e aquelas definidas na revisão tarifária (que deveriam ter sido aplicadas), aplicadas sobre o mercado de

referência do próximo reajuste tarifário.

Em 18 de janeiro de 2012 foi concedida Liminar Judicial à ABRADEE cuja decisão obriga a ANEEL a deixar de considerar, em prol da modicidade tarifária, a

redução da WACC a ser aplicada sobre a base de remuneração, em decorrência do benefício fiscal auferido pelas distribuidoras que atuam nas regiões

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Norte e Nordeste que quando gozam do direito que lhes foi outorgado recolhem somente 15,25% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e

Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL), enquanto as distribuidoras que atuam nas demais regiões do País pagam 34%.

Com a concessão desta Liminar, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores da Coelce em razão da revisão tarifária era de -10,89%. O

reposicionamento tarifário calculado foi de -4,96%

No entanto, no dia 10 de abril de 2012, o Ministro do Superior Tribunal de Justiça – STJ, Ari Pargendler suspendeu a referida Decisão Liminar. A partir

dessa decisão a ANEEL volta a definir o WACC conforme metodologia aprovada pela Diretoria, o que significa dizer os consumidores da Coelce terão uma

redução tarifária maior.

Consequentemente, no dia 17 de abril de 2012, a ANNEL aprovou de maneira definitiva o resultado da 3RTCP da Coelce. Aplicando-se a metodologia

aprovada pela ANEEL, o efeito médio para o consumidor que era de -10,89% passa a ser de -12,20%.

A variação de receita decorrente da diferença entre as tarifas efetivamente aplicadas a partir de 22 de abril de 2011, data estabelecida para a 3ª revisão

tarifária, e as definidas na homologação dos resultados definitivos, aplicada sobre o mercado de venda de energia verificado no período nos 12 meses

posteriores a data da revisão, será equacionada e considerada como componente financeiro nos reajustes seguintes sendo, portanto, a postergação da

revisão tarifária neutra para a concessionária e consumidores.

Reajuste Tarifário Anual de 2012

O objetivo do Reajuste Tarifário Anual é manter o poder de compra da receita da concessionária, segundo fórmula prevista no contrato de concessão.

Acontece anualmente, exceto no ano da revisão tarifária periódica. Para aplicação dessa fórmula, são calculados todos os custos da Parcela A. Os outros

custos, constantes da Parcela B, são corrigidos pelo IGP-M, da Fundação Getúlio Vargas. A correção da Parcela B ainda depende do Fator X, índice fixado

pela ANEEL por ocasião da revisão tarifária periódica. Sua função é compartilhar com o consumidor os ganhos de eficiência e competitividade da

concessionária, decorrentes do crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o que contribui para a

modicidade tarifária.

Assim, no dia 17 de abril de 2012 a ANEEL aprovou o índice de reajuste tarifário anual médio de 5,21%, a ser aplicado às tarifas da Companhia. O valor

combinado oriundo da aplicação destes dois mecanismos tarifários (revisão e reajuste) foi um efeito médio de -7,61% nas tarifas da Coelce, a partir do dia

22 de abril de 2012.

Premiações e Conquistas

1º Ranking Nacional de Continuidade do Serviço - ANEEL

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) divulgou em 25 de abril de 2012, um ranking de qualidade dos serviços prestados pelas concessionárias

de distribuição de energia que atuam no País.

A avaliação levou em conta os principais Indicadores de continuidade da prestação do serviço – DEC e FEC - que medem, respectivamente, duração e

frequência de interrupções no fornecimento de energia, colhidos entre janeiro e dezembro de 2011, das 63 empresas do setor.

Para a coleta e apuração destes indicadores de continuidade, a ANEEL exige que todas as 63 distribuidoras certifiquem o processo de apuração dos

indicadores, com base nas normas da Organização Internacional para Normalização (International Organization for Standardization) ISO 9000.

O ranking foi elaborado com base no indicador de Desempenho Global de Continuidade (DGC), formado a partir da comparação dos valores apurados de

DEC e FEC com as metas limites estabelecidas pelo órgão regulador. Assim, as empresas melhor colocadas possuem, na média, melhor continuidade do

serviço em relação às demais.

A liderança, entre as empresas de grande porte ficou com a Coelce que apresentou DEC de 9,31 horas e FEC de 6,04 vezes no período. Estes indicadores

implicaram em um DGC de 0,55.

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ANEXO 1: DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS (IFRS)

DEMONSTRATIVO DE RESULTADO (R$ MIL)

1T12 1T11 Var. % 4T11 Var. % (1)

Receita Operacional Bruta 974.047 896.062 8,7% 958.391 1,6%

Fornecimento de Energia Elétrica 827.823 742.890 11,4% 847.226 -2,3%

Subvenção Baixa Renda 55.668 54.770 1,6% 35.020 59,0%

Suprimento de Energia Elétrica 16.124 3.046 - 2.351 -

Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica 34.440 29.343 17,4% 34.656 -0,6%

Receita Operacional IFRIC-12 29.206 56.921 -48,7% 28.493 2,5%

Outras Receitas 10.786 9.092 18,6% 10.645 1,3%

Deduções da Receita (290.446) (261.619) 11,0% (263.005) 10,4%

ICMS (190.120) (170.542) 11,5% (194.745) -2,4%

COFINS (41.081) (36.569) 12,3% (31.301) 31,2%

PIS (8.825) (7.939) 11,2% (6.100) 44,7%

Quota Reserva Global de Reversão - RGR (10.153) (9.452) 7,4% (4.387) 131,4%

Conta de Consumo de Combust. Fósseis - CCC (27.471) (24.358) 12,8% (27.471) -

Programa de Eficiência Energética e P&D (5.328) (5.693) -6,4% 7.979 -166,8%

Encargo de Capacidade/Aquisição Emergencial/Outros (7.468) (7.066) 5,7% (6.980) 7,0%

Receita Operacional Líquida 683.601 634.443 7,7% 695.386 -1,7%

-

Custo do Serviço / Despesa Operacional (504.338) (494.653) 2,0% (524.817) -3,9%

Custos e despesas não gerenciáveis (330.640) (320.311) 3,2% (350.582) -5,7%

Energia Elétrica Comprada para Revenda (292.072) (288.840) 1,1% (317.241) -7,9%

Taxa de Fiscalização da ANEEL (1.140) (1.101) 3,5% (1.212) -5,9%

Encargo do Uso da Rede Elétrica/Serviço do Sistema (37.428) (30.370) 23,2% (32.129) 16,5%

Custos e despesas gerenciáveis (173.698) (174.342) -0,4% (174.235) -0,3%

Pessoal (38.936) (26.074) 49,3% (34.983) 11,3%

Material e Serviços de Terceiros (51.203) (47.855) 7,0% (67.023) -23,6%

Depreciação e Amortização (35.223) (32.437) 8,6% (34.673) 1,6%

Custos de Desativação de Bens (880) (578) 52,2% (7.702) -88,6%

Prov. para Créditos de Liquidação Duvidosa (8.305) 11 - (464) -

Provisões para Contingências (3.621) (505) - 203 -

Despesa IFRIC-12 (Custo de Construção) (29.206) (56.921) -48,7% (28.493) 2,5%

Outras Despesas Operacionais (6.324) (9.983) -36,7% (1.100) -

EBITDA (2) 214.486 172.227 24,5% 205.242 4,5%

Margem EBITDA 31,38% 27,15% 4,23 p.p 29,51% 1,87 p.p

Resultado do Serviço 179.263 139.790 28,2% 170.569 5,1%

Resultado Financeiro (18.509) (12.655) 46,3% 6.136 -

Receita Financeira 24.484 16.922 44,7% 38.748 -36,8%

Renda de Aplicações Financeiras 9.905 3.592 175,8% 7.885 25,6%

Acréscimo Moratório sobre Conta de Energia 10.417 9.327 11,7% 10.081 3,3%

Outras 4.162 4.003 4,0% 20.782 -80,0%

Despesas financeiras (42.993) (29.577) 45,4% (32.612) 31,8%

Encargo de Dívidas (21.583) (17.803) 21,2% (21.099) 2,3%

Variações Monetárias (5.713) (5.954) -4,0% (8.395) -31,9%

IOF e IOC (183) (911) -79,9% (1.163) -84,3%

Outras (15.514) (4.909) 216,0% (1.955) -

Lucro Antes dos Tributos e Participações 160.754 127.135 26,4% 176.705 -9,0%

Tributos e Outros (40.635) (22.618) 79,7% (41.992) -3,2%

IR e CSLL (56.765) (40.756) 39,3% (51.961) 9,2%

Incentivo Fiscal SUDENE 18.755 21.006 -10,7% 12.838 46,1%

Amortização do Ágio e Reversão da Provisão (2.625) (2.868) -8,5% (2.869) -8,5%

Lucro Líquido do Período 120.119 104.517 14,9% 134.713 -10,8%

Margem Líquida 17,57% 16,47% 1,10 p.p 19,37% -1,80 p.p

Lucro por Ação (R$/ação) 1,54 1,34 100,0% 1,73 -


(2) EBITDA: Resultado do Serviço + Depreciações e Amortizações

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Notas Explicativas

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Companhia Energética do Ceará - COELCE Notas explicativas às informações trimestrais Para o trimestre findo em 31 de março de 2012 (Valores expressos em milhares de reais, exceto quando especificado de outra forma)

1. Informações gerais

A Companhia Energética do Ceará - COELCE (“Companhia”), com sede na Rua Padre Valdevino, nº 150, Fortaleza, Ceará, é uma sociedade por ações de capital aberto registrada na BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros, controlada pela Investluz S.A. (ambas as empresas do Grupo Endesa), concessionária do serviço público de energia elétrica, destinada a pesquisar, estudar, planejar, construir e explorar a distribuição de energia elétrica, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME. A Companhia tem como área de concessão todo o Estado do Ceará. A concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica se deu por meio do Contrato de Concessão de Distribuição nº 01/1998, de 13 de maio de 1998, da ANEEL, com vencimento para maio de 2028.

Conforme descrito na Nota 2.20, a Companhia efetuou correções de determinadas classificações em seu balanço patrimonial, as quais impactaram a demonstração dos fluxos de caixa. Essas modificações em relação às informações trimestrais anteriormente emitidas não causaram alterações no patrimônio líquido da Companhia em 31 de março de 2012, nem no resultado do período de três meses findo naquela data. A autorização para emissão destas informações trimestrais refeitas ocorreu em reunião da Administração realizada em 27 de março de 2013.

2. Principais políticas contábeis

2.1. Declaração de conformidade

As informações trimestrais foram elaboradas com apoio em diversas bases de avaliação utilizadas nas estimativas contábeis. As estimativas contábeis envolvidas na preparação das informações trimestrais foram baseadas em fatores objetivos e subjetivos, com base no julgamento da Administração para determinação do valor adequado a ser registrado nas informações trimestrais. Itens significativos sujeitos a essas estimativas e premissas incluem a seleção de vidas úteis do ativo imobilizado e de sua recuperabilidade nas operações, avaliação dos ativos financeiros pelo valor justo e pelo método de ajuste a valor presente, análise do risco de crédito para determinação da provisão para devedores duvidosos, assim como da análise dos demais riscos para determinação de outras provisões, inclusive para contingências.

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Notas Explicativas

Companhia Energética do Ceará - COELCE Notas explicativas às informações trimestrais--Continuação Para o trimestre findo em 31 de março de 2012 (Valores expressos em milhares de reais, exceto quando especificado de outra forma)

2

2. Principais políticas contábeis--Continuação 2.1. Declaração de conformidade--Continuação

A liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores significativamente divergentes dos registrados nas informações trimestrais devido ao tratamento probabilístico inerente ao processo de estimativa. A Companhia revisa suas estimativas e premissas pelo menos anualmente. As informações trimestrais foram elaboradas e estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, que compreendem as normas da Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) e os pronunciamentos do Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”), que estão em conformidade com as normas internacionais de contabilidade emitidas pelo IASB - International Accounting Standards Board. Na elaboração das informações trimestrais refeitas foram adotados princípios e práticas contábeis consistentes com os divulgados nas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2012, cuja emissão foi aprovada pelo Conselho de Administração em 27 de março de 2013.

2.2. Base de elaboração As informações trimestrais foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, exceto por determinados instrumentos financeiros mensurados pelos seus valores justos quando requerido nas normas.

2.3. Conversão de saldos e transações em moeda estrangeira

As informações trimestrais são preparadas em reais (R$), que é a moeda funcional e de apresentação da Companhia.

Na elaboração das informações trimestrais da Companhia, as transações em moeda estrangeira, ou seja, qualquer moeda diferente da moeda funcional, são registradas de acordo com as taxas de câmbio vigentes na data de cada transação. No final de cada período de relatório, os itens monetários em moeda estrangeira são reconvertidos pelas taxas vigentes no fim do exercício. Os ganhos e perdas resultantes da atualização desses ativos e passivos verificados entre a taxa de câmbio vigente na data de transação e os encerramentos dos exercícios são reconhecidos como receitas ou despesas financeiras no resultado.

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Notas Explicativas


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2. Principais políticas contábeis--Continuação 2.4. Informações por segmento

O Pronunciamento Técnico CPC 22 - Informações por segmento (“CPC 22”), correspondente ao IFRS 8 - Operating segments (“IFRS 8”), requer que os segmentos operacionais sejam identificados com base nos relatórios internos sobre os componentes da Companhia que sejam regularmente revisados pelo mais alto tomador de decisões (“chief operating decision maker”), com o objetivo de alocar recursos aos segmentos, bem como avaliar suas performances. A Administração efetuou a análise e concluiu que a Companhia opera com um único segmento - distribuição de energia - não sendo aplicável a divulgação específica de uma nota explicativa de “informações por segmento”.

2.5. Reconhecimento de receita A receita é reconhecida na extensão em que for provável que benefícios econômicos serão gerados para a Companhia e quando possa ser mensurada de forma confiável. A receita é mensurada com base no valor justo da contraprestação recebida, excluindo descontos, abatimentos e impostos ou encargos sobre vendas. Os serviços de distribuição de energia elétrica são medidos através da entrega de energia elétrica ocorrida em um determinado período. Essa medição ocorre de acordo com o calendário de leitura estabelecido pela Companhia. O faturamento dos serviços de distribuição de energia elétrica é, portanto, efetuado de acordo com esse calendário de leitura, sendo a receita de serviços registrada na medida em que as faturas são emitidas. Com a finalidade de adequar as leituras ao período de competência, os serviços prestados entre a data da leitura e o encerramento de cada mês são registrados através de estimativa. 2.5.1. Receita não faturada

Corresponde à receita de fornecimento de energia elétrica, entregue e não faturada ao consumidor, e à receita de utilização da rede de distribuição não faturada, calculada em base estimada, referente ao período após a medição mensal e até o último dia do mês.

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Notas Explicativas


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2. Principais políticas contábeis--Continuação 2.5. Reconhecimento de receita--Continuação

2.5.2. Receita de construção

A Interpretação Técnica ICPC 01 - Contratos de concessão (“ICPC 01”) estabelece que o concessionário de energia elétrica deve registrar e mensurar a receita dos serviços que presta de acordo com os Pronunciamentos Técnicos CPC 17 - Contratos de construção (“CPC 17”) (serviços de construção ou melhoria) e CPC 30 - Receitas (“CPC 30”) (serviços de operação - fornecimento de energia elétrica), mesmo quando regidos por um único contrato de concessão. A Companhia contabiliza receitas e custos relativos a serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. A margem de construção adotada é estabelecida como sendo igual a zero, considerando que: (i) a atividade fim da Companhia é a distribuição de energia elétrica; (ii) toda receita de construção está relacionada com a construção de infraestrutura para o alcance da sua atividade fim, ou seja, a distribuição de energia elétrica; e (iii) a Companhia terceiriza a construção da infraestrutura com partes não relacionadas. Mensalmente, a totalidade das adições efetuadas ao ativo intangível em curso é transferida para o resultado, como custo de construção, após dedução dos recursos provenientes do ingresso de obrigações especiais.

2.5.3. Receita de juros A receita de juros é reconhecida pelo método linear com base no tempo e na taxa de juros efetiva sobre o montante do principal em aberto, sendo a taxa de juros efetiva aquela que desconta exatamente os recebimentos de caixa futuros estimados durante a vida estimada do ativo financeiro em relação ao valor contábil líquido inicial deste ativo.

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Notas Explicativas


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2. Principais políticas contábeis--Continuação 2.6. Instrumentos financeiros - reconhecimento inicial e mensuração

subsequente 2.6.1. Ativo financeiro

Reconhecimento inicial e mensuração Ativos financeiros são classificados como ativos financeiros a valor justo por meio do resultado, empréstimos e recebíveis, investimentos mantidos até o vencimento, ativos financeiros disponíveis para venda, ou derivativos classificados como instrumentos de hedge eficazes, conforme a situação. A Companhia determina a classificação dos seus ativos financeiros no momento do seu reconhecimento inicial, quando ele se torna parte das disposições contratuais do instrumento. Ativos financeiros são reconhecidos inicialmente ao valor justo, acrescidos, no caso de investimentos não designados a valor justo por meio do resultado, dos custos de transação que sejam diretamente atribuíveis à aquisição do ativo financeiro. Os ativos financeiros da Companhia incluem caixa e equivalentes de caixa, aplicações financeiras, contas a receber de consumidores, concessionários e permissionários, concessão de serviço público (ativo indenizável) e cauções. Mensuração subsequente A mensuração subsequente de ativos financeiros depende da sua classificação, que pode ser da seguinte forma: Ativos financeiros a valor justo por meio do resultado Ativos financeiros são classificados como mantidos para negociação se forem adquiridos com o objetivo de venda no curto prazo. Ativos financeiros a valor justo por meio do resultado são apresentados no balanço patrimonial a valor justo, com os correspondentes ganhos ou perdas reconhecidos na demonstração do resultado.

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Notas Explicativas


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subsequente--Continuação 2.6.1. Ativo financeiro--Continuação

Mensuração subsequente--Continuação Investimentos mantidos até o vencimento Ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis e vencimentos fixos são classificados como mantidos até o vencimento quando a Companhia tiver manifestado intenção e capacidade financeira para mantê-los até o vencimento. Após a avaliação inicial, os investimentos mantidos até o vencimento são avaliados ao custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetiva, menos perdas por redução ao valor recuperável. Empréstimos e recebíveis Empréstimos e recebíveis são ativos financeiros não derivativos, com pagamentos fixos ou determináveis, não cotados em um mercado ativo. Após a mensuração inicial, esses ativos financeiros são contabilizados ao custo amortizado, utilizando o método de juros efetivos (taxa de juros efetiva), menos perda por redução ao valor recuperável. O custo amortizado é calculado levando em consideração qualquer desconto ou “prêmio” na aquisição e taxas ou custos incorridos. A amortização do método de juros efetivos é incluída na linha de receita financeira na demonstração de resultado. As perdas por redução ao valor recuperável são reconhecidas como despesa financeira no resultado. A receita de juros é reconhecida através da aplicação da taxa de juros efetiva, exceto para créditos de curto prazo quando o reconhecimento dos juros seria imaterial.

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Notas Explicativas


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Mensuração subsequente--Continuação Ativos financeiros disponíveis para venda Os ativos financeiros disponíveis para venda são aqueles ativos financeiros não derivativos que não são classificados como: (a) empréstimos e recebíveis; (b) investimentos mantidos até o vencimento; ou (c) ativos financeiros pelo valor justo por meio do resultado. Após mensuração inicial, ativos financeiros disponíveis para venda são mensurados a valor justo, com ganhos e perdas não realizados reconhecidos diretamente dentro dos outros resultados abrangentes até a baixa do investimento, com exceção das perdas por redução ao valor recuperável, dos juros calculados utilizando o método de juros efetivos e dos ganhos ou perdas com variação cambial sobre ativos monetários que são reconhecidos diretamente no resultado do período. Quando o investimento é desreconhecido ou quando for determinada perda por redução ao valor recuperável, os ganhos ou as perdas cumulativos anteriormente reconhecidos em outros resultados abrangentes devem ser reconhecidos no resultado.

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Notas Explicativas


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Mensuração subsequente--Continuação Desreconhecimento (baixa) dos ativos financeiros Um ativo financeiro (ou, quando for o caso, uma parte de um ativo financeiro ou parte de um grupo de ativos financeiros semelhantes) é baixado quando: ► Os direitos de receber fluxos de caixa do ativo expirarem; ► A Companhia transferiu os seus direitos de receber fluxos de caixa

do ativo ou assumiu uma obrigação de pagar integralmente os fluxos de caixa recebidos, sem demora significativa, a um terceiro por força de um acordo de “repasse”; e (i) a Companhia transferiu substancialmente todos os riscos e benefícios do ativo, ou (ii) a Companhia não transferiu nem reteve substancialmente todos os riscos e benefícios relativos ao ativo, mas transferiu o controle sobre o ativo.

Quando a Companhia tiver transferido seus direitos de receber fluxos de caixa de um ativo ou tiver executado um acordo de repasse, e não tiver transferido ou retido substancialmente todos os riscos e benefícios relativos ao ativo, um ativo é reconhecido na extensão do envolvimento contínuo da Companhia com o ativo. Nesse caso, a Companhia também reconhece um passivo associado. O ativo transferido e o passivo associado são mensurados com base nos direitos e obrigações que a Companhia manteve. O envolvimento contínuo na forma de uma garantia sobre o ativo transferido é mensurado pelo valor contábil original do ativo ou pela máxima contraprestação que puder ser exigida da Companhia, dos dois o menor.

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Notas Explicativas


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Mensuração subsequente--Continuação 2.6.1.1. Caixa e equivalentes de caixa

Os equivalentes de caixa são mantidos com a finalidade de atender a compromissos de caixa de curto prazo, e não para investimento ou outros fins. A Companhia considera equivalentes de caixa uma aplicação financeira de conversibilidade imediata em um montante conhecido de caixa e estando sujeita a um insignificante risco de mudança de valor. Por conseguinte, um investimento, normalmente, se qualifica como equivalente de caixa quando tem vencimento de curto prazo; por exemplo, três meses ou menos, a contar da data da contratação.

2.6.1.2. Consumidores, concessionários e permissionários

As contas a receber de consumidores, concessionários e permissionários referem-se aos créditos de fornecimento de energia faturada, não faturada e energia comercializada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE até a data do balanço e contabilizadas pelo regime de competência; sendo demonstradas pelo valor de realização. Os montantes a receber são registrados com base nos valores nominais e não são ajustados a valor presente por apresentarem vencimento de curto prazo e por não apresentarem um efeito relevante nas informações trimestrais.

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Notas Explicativas


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Mensuração subsequente--Continuação 2.6.1.3. Provisão para créditos de liquidação duvidosa

É calculada com base nos valores de consumidores residenciais vencidos há mais de 90 dias, consumidores comerciais vencidos há mais de 180 dias, consumidores industriais, rurais, poderes públicos, iluminação e serviços públicos vencidos há mais de 360 dias, bem como através de análise criteriosa para clientes com débitos relevantes. Está reconhecida em valor julgado pela Administração da Companhia como suficiente para atender às perdas prováveis na realização dos créditos.

2.6.2. Redução do valor recuperável de ativos financeiros

A Companhia avalia nas datas do balanço se há alguma evidência objetiva que determine se o ativo financeiro, ou grupo de ativos financeiros, não é recuperável. Um ativo financeiro, ou grupo de ativos financeiros, é considerado como não recuperável se, e somente se, houver evidência objetiva de ausência de recuperabilidade como resultado de um ou mais eventos que tenham acontecido depois do reconhecimento inicial do ativo (“um evento de perda” incorrido) e este evento de perda tenha impacto no fluxo de caixa futuro estimado do ativo financeiro, ou do grupo de ativos financeiros, que possa ser razoavelmente estimado.

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Notas Explicativas


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subsequente--Continuação 2.6.3. Passivos financeiros

Reconhecimento inicial e mensuração Passivos financeiros são classificados como passivos financeiros a valor justo por meio do resultado, empréstimos e financiamentos, ou como derivativos classificados como instrumentos de hedge, conforme o caso. A Companhia determina a classificação dos seus passivos financeiros no momento do seu reconhecimento inicial. Passivos financeiros são inicialmente reconhecidos a valor justo e, no caso de empréstimos e financiamentos, são acrescidos do custo da transação diretamente relacionado. Os passivos financeiros da Companhia incluem contas a pagar a fornecedores e outras contas a pagar, contas garantia (conta-corrente com saldo negativo), empréstimos e financiamentos, debêntures e instrumentos financeiros derivativos. Mensuração subsequente A mensuração dos passivos financeiros depende da sua classificação, que pode ser da seguinte forma: Passivos financeiros ao valor justo por meio do resultado Passivos financeiros a valor justo por meio do resultado incluem passivos financeiros para negociação e passivos financeiros designados no reconhecimento inicial a valor justo por meio do resultado. A Companhia não apresentou nenhum passivo financeiro a valor justo por meio do resultado.

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Notas Explicativas


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subsequente--Continuação 2.6.3. Passivos financeiros--Continuação

Mensuração subsequente--Continuação Mantidos para negociação Passivos financeiros são classificados como mantidos para negociação quando forem adquiridos com o objetivo de venda no curto prazo. Esta categoria inclui instrumentos financeiros derivativos contratados pela Companhia que não satisfazem os critérios de contabilização de hedge definidos pelo Pronunciamento Técnico CPC 38 (“CPC 38”), a menos que sejam designados como instrumentos de hedge efetivos. Ganhos e perdas de passivos para negociação são reconhecidos na demonstração do resultado. Empréstimos, financiamentos e debêntures Após reconhecimento inicial, empréstimos e financiamentos e debêntures sujeitos a juros são mensurados subsequentemente pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros efetivos. Ganhos e perdas são reconhecidos na demonstração do resultado no momento da baixa dos passivos, bem como durante o processo de amortização pelo método da taxa de juros efetivos. Desreconhecimento (baixa) dos passivos financeiros Um passivo financeiro é baixado quando a obrigação for revogada, cancelada ou expirar. Quando um passivo financeiro existente for substituído por outro do mesmo mutuante com termos substancialmente diferentes, ou os termos de um passivo existente forem significativamente alterados, essa substituição ou alteração é tratada como baixa do passivo original e reconhecimento de um novo passivo, sendo a diferença nos correspondentes valores contábeis reconhecida na demonstração do resultado.

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Notas Explicativas


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subsequente--Continuação 2.6.4. Instrumentos financeiros - apresentação líquida

Ativos e passivos financeiros são apresentados líquidos no balanço patrimonial se, e somente se, houver um direito legal corrente e executável de compensar os montantes reconhecidos e se houver a intenção de compensação, ou de realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente.

2.6.5. Valor justo de instrumentos financeiros O valor justo de instrumentos financeiros ativamente negociados em mercados financeiros organizados é determinado com base nos preços de compra cotados no mercado no fechamento dos negócios na data do balanço, sem dedução dos custos de transação. O valor justo de instrumentos financeiros para os quais não haja mercado ativo é determinado utilizando técnicas de avaliação. Essas técnicas podem incluir o uso de transações recentes de mercado (com isenção de interesses); referência ao valor justo corrente de outro instrumento similar; análise de fluxo de caixa descontado; ou outros modelos de avaliação.

2.7. Instrumentos financeiros derivativos A Companhia possui instrumentos financeiros derivativos representados por contratos de swap cambial, visando exclusivamente proteção contra o risco da variação das taxas de câmbio sobre os empréstimos e financiamentos indexados ao dólar norte-americano. Os instrumentos financeiros derivativos são reconhecidos ao valor justo, sendo ganhos ou perdas reconhecidos no resultado imediatamente. A Nota 19 inclui informações mais detalhadas sobre os instrumentos derivativos contratados pela Companhia. A Companhia não tem contratos derivativos com fins comerciais e especulativos.

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Notas Explicativas


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2. Principais políticas contábeis--Continuação 2.8. Ativo indenizável (concessão)

A Companhia registrou um ativo financeiro a receber do Poder Concedente devido ao direito incondicional de receber caixa ao final da concessão, conforme previsto em contrato a título de indenização pelos serviços de construção efetuados e não recebidos por meio da prestação de serviços relacionados à concessão. Este ativo financeiro se encontra classificado como “empréstimos e recebíveis” e registrado pelo valor presente do direito, sendo calculado com base no valor dos ativos em serviços pertencentes à concessão, os quais serão reversíveis no final da concessão. Este ativo é mantido ao custo amortizado e é remunerado, via tarifa, pela taxa média de remuneração do investimento, representado pelo custo de capital (WACC regulatório), estipulado pela ANEEL, sendo o valor mensalmente reconhecido como receita financeira no grupo de receitas operacionais, em linha com o OCPC 05. Devido à natureza deste ativo financeiro, a Companhia entende que esta metodologia é a que melhor reflete o valor dos ativos na visão dos participantes do mercado, uma vez que a taxa de retorno estabelecida pela ANEEL leva em consideração, além das taxas livres de riscos, os demais riscos inerentes ao setor.

2.9. Imobilizado Os itens que compõem o ativo imobilizado da Companhia são apresentados ao custo de aquisição ou de construção, líquido de depreciação acumulada e/ou perdas acumuladas por redução ao valor recuperável, se for o caso. Quando partes significativas do ativo imobilizado são substituídas, a Companhia reconhece essas partes como ativo individual com vida útil e depreciação específica. Todos os demais custos de reparos e manutenção são reconhecidos na demonstração do resultado, quando incorridos. O valor residual e a vida útil estimada dos bens são revisados e ajustados, se necessário, na data de encerramento do exercício.

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2. Principais políticas contábeis--Continuação 2.9. Imobilizado--Continuação

A depreciação é calculada de forma linear ao longo da vida útil do ativo, a taxas que levam em consideração a vida útil estimada dos bens. Um item de imobilizado é baixado quando vendido ou quando nenhum benefício econômico futuro for esperado do seu uso ou venda. Eventual ganho ou perda resultante da baixa do ativo (calculado como sendo a diferença entre o valor líquido da venda e o valor contábil do ativo) são incluídos na demonstração do resultado no período em que o ativo for baixado. O valor residual e vida útil dos ativos e os métodos de depreciação são revistos no encerramento de cada exercício, e ajustados de forma prospectiva, quando for o caso.

2.10. Ativo intangível

Compreende o direito de uso da infraestrutura, construída ou adquirida pelo operador ou fornecida para ser utilizada pela outorgante como parte do contrato de concessão do serviço público de energia elétrica (direito de cobrar dos usuários do serviço público por ela prestado), em consonância com as disposições das Deliberações CVM nº 553, de 12 de novembro de 2008, nº 611, de 22 de dezembro de 2009, e nº 654; de 28 de dezembro de 2010, que aprovam, respectivamente, o Pronunciamento Técnico CPC 04 (R1) - Ativo intangível (“CPC 04”), a Interpretação Técnica ICPC 01 (R1) e a Orientação Técnica OCPC 05 - Contratos de concessão (“OCPC 05”). O ativo intangível está sendo amortizado de forma não linear e limitado ao prazo remanescente do contrato de concessão da Companhia ou vida útil do bem relacionado, dos dois o menor. Esse ativo intangível é avaliado ao custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável, quando aplicável.

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2. Principais políticas contábeis--Continuação

2.11. Provisão para redução ao provável valor de realização dos ativos não financeiros A Administração da Companhia revisa anualmente o valor contábil líquido dos seus ativos com o objetivo de avaliar eventos ou mudanças nas circunstâncias econômicas, operacionais ou tecnológicas que possam indicar deterioração ou perda de seu valor recuperável. Sendo tais evidências identificadas e o valor contábil líquido exceder o valor recuperável, é constituída provisão para desvalorização ajustando o valor contábil líquido ao valor recuperável. O valor recuperável de um ativo ou de determinada unidade geradora de caixa é definido como sendo o maior entre o valor em uso e o valor líquido de venda. Na estimativa do valor em uso do ativo, os fluxos de caixa futuros estimados são descontados ao seu valor presente, utilizando uma taxa de desconto antes dos impostos que reflita o custo médio ponderado de capital para a indústria em que opera a unidade geradora de caixa. No trimestre findo em 31 de março de 2012 e no exercício findo em 31 de dezembro de 2011, não foi identificada necessidade de reconhecimento de perda por redução ao valor recuperável.

2.12. Provisões

Geral Provisões são reconhecidas quando a Companhia tem uma obrigação presente (legal ou não formalizada) em consequência de um evento passado, é provável que benefícios econômicos sejam requeridos para liquidar a obrigação e uma estimativa confiável do valor da obrigação possa ser feita. Quando a Companhia espera que o valor de uma provisão seja reembolsado, no todo ou em parte, por exemplo, por força de um contrato de seguro, o reembolso é reconhecido como um ativo separado, mas apenas quando o reembolso for praticamente certo. A despesa relativa a qualquer provisão é apresentada na demonstração do resultado, líquida de qualquer reembolso.

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2.12. Provisões--Continuação Geral--Continuação Provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas A Companhia é parte de diversos processos judiciais e administrativos. Provisões são constituídas para todas as contingências referentes a processos judiciais para os quais é provável que uma saída de recursos seja feita para liquidar a contingência/obrigação e uma estimativa razoável possa ser feita. A avaliação da probabilidade de perda inclui a avaliação das evidências disponíveis, a hierarquia das leis, as jurisprudências disponíveis, as decisões mais recentes nos tribunais e sua relevância no ordenamento jurídico, bem como a avaliação dos advogados externos. As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas circunstâncias, tais como prazo de prescrição aplicável, conclusões de inspeções fiscais ou exposições adicionais identificadas com base em novos assuntos ou decisões de tribunais.

2.13. Impostos

2.13.1. Imposto de renda e contribuição social - correntes

A despesa de imposto de renda e contribuição social é calculada de acordo com as bases legais tributárias vigentes. O imposto de renda é computado sobre o lucro tributável pela alíquota de 15%, acrescido do adicional de 10% para a parcela do lucro que exceder a duzentos e quarenta mil no período de 12 meses, enquanto que a contribuição social é computada pela alíquota de 9% sobre o lucro tributável. O imposto de renda e a contribuição social são reconhecidos pelo regime de competência. A Companhia goza de incentivos fiscais (benefício ADENE) com redução de 75% do imposto de renda e adicionais não restituíveis, calculado sobre o lucro da exploração, referente às suas atividades de distribuição até o ano-base de 2016. Os valores correspondentes à redução do imposto de renda são contabilizados como redução das correspondentes despesas de impostos no resultado do exercício e posteriormente transferido para o patrimônio líquido na conta “Reserva de Incentivo Fiscal”.

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2.13. Impostos--Continuação

2.13.1. Imposto de renda e contribuição social - correntes--Continuação

Para o cálculo do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro corrente, a Companhia adota o Regime Tributário de Transição - RTT, que permite expurgar os efeitos decorrentes das mudanças promovidas pelas Leis nº 11.638, de 28 de dezembro de 2007, e nº 11.941, de 27 de maio de 2009, da base de cálculo desses tributos. Imposto de renda e contribuição social correntes relativos a itens reconhecidos diretamente no patrimônio líquido são reconhecidos no patrimônio líquido. A Administração periodicamente avalia a posição fiscal das situações nas quais a regulamentação fiscal requer interpretação e estabelece provisões quando apropriado.

2.13.2. Impostos diferidos

Os impostos diferidos ativos atribuíveis a diferenças temporárias, prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social são registrados no pressuposto de realização futura, baseado nas projeções de resultados preparados pela Administração da Companhia. A recuperação do saldo dos impostos diferidos ativos é revisada anualmente e, quando não for mais provável que lucros tributáveis futuros estarão disponíveis para permitir a recuperação de todo o ativo, ou parte dele, o saldo do ativo é ajustado pelo montante que se espera que seja recuperado. Ativos e passivos fiscais diferidos são calculados usando as alíquotas de impostos conhecidas aplicáveis ao lucro tributável nos anos em que essas diferenças temporárias deverão ser realizadas. Dada a incerteza inerente às estimativas, o lucro tributável futuro poderá ser maior ou menor que as estimativas consideradas quando do montante do ativo fiscal a ser registrado. Os impostos diferidos ativos e passivos são compensados quando a compensação é permitida por Lei.

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2. Principais políticas contábeis--Continuação 2.13. Impostos--Continuação

2.13.2. Imposto diferidos--Continuação

Imposto diferido relacionado a itens reconhecidos diretamente no patrimônio líquido também é reconhecido no patrimônio liquido, e não na demonstração de resultado. Itens de imposto diferido são reconhecidos de acordo com a transação que originou o imposto diferido, no resultado abrangente ou diretamente no patrimônio líquido.

2.14. Taxas regulamentares

Por atuar em um setor regulado, a Companhia está sujeita ao pagamento de algumas taxas regulamentares, que são registradas e demonstradas pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos e atualizações monetárias incorridas. As principais taxas regulamentares aplicáveis à Companhia são as seguintes: 2.14.1. Reserva Global de Reversão (RGR)

Refere-se à provisão dos valores a serem pagos à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras, calculadas à base de 2,5% sobre o saldo de imobilizado (sem a aplicação da ICPC 01, conforme definido pela ANEEL), limitada a 3% da receita bruta de operações com energia elétrica. Tais valores são regulamentados em bases anuais através de despachos emitidos pela Superintendência de Fiscalização Econômica Financeira (SFF) da ANEEL.

2.14.2. Conta Consumo de Combustível (CCC) Parcela da receita tarifária paga pelas distribuidoras, nos sistemas interligados com dupla destinação: pagar as despesas com o combustível usado nas térmicas que são acionadas para garantir as incertezas hidrológicas; e subsidiar parte das despesas com combustível nos sistemas isolados para permitir que as tarifas elétricas naqueles locais tenham níveis semelhantes aos praticados nos sistemas interligados.

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2. Principais políticas contábeis--Continuação 2.14. Taxas regulamentares --Continuação

2.14.3. Conta de Desenvolvimento Energético(CDE)

Tem o objetivo de promover o desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia produzida, a partir de fontes alternativas, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, permitindo a universalização do serviço de energia elétrica. Os valores a serem pagos também são definidos pela ANEEL.

2.14.4. Programas de Eficientização Energética (PEE) - Pesquisa e

Desenvolvimento (P&D) - Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e Empresa de Pesquisa Energética (EPE) São programas de re-investimento exigidos pela ANEEL para as distribuidoras de energia elétrica, que estão obrigadas a destinar, anualmente, 1% de sua receita operacional líquida para aplicação nesses programas.

2.14.5. Taxa de Fiscalização do Serviço Público de Energia Elétrica (TFSEE) Os valores da taxa de fiscalização incidentes sobre a distribuição de energia elétrica são diferenciados e proporcionais ao porte do serviço concedido, calculados anualmente pela ANEEL, considerando o valor econômico agregado pelo concessionário.

2.14.6. Encargo do Serviço do Sistema - ESS Representa o custo incorrido para manter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema Interligado Nacional para o atendimento do consumo de energia elétrica no Brasil. Esse custo é apurado mensalmente pela CCEE e é pago pelos agentes da categoria consumo aos agentes de geração.

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2.15. Outros ativos e passivos circulantes e não circulantes São demonstrados pelos valores de realização (ativos) e pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos e atualizações monetárias incorridas (passivos).

2.16. Participação nos resultados A Companhia reconhece um passivo e uma despesa de participação nos resultados com base em uma fórmula que leva em consideração o alcance de metas operacionais e objetivos específicos, estabelecidos e aprovados no início de cada exercício. O valor atribuído a essa participação é registrado como despesa operacional.

2.17. Distribuição de dividendos

A política de reconhecimento contábil de dividendos está em consonância com as normas previstas no Pronunciamento Técnico CPC 25 - Provisões, passivos contingentes e ativos contingentes (“CPC 25”) e na Interpretação Técnica ICPC 08 - Contabilização da proposta de pagamento de dividendos (“ICPC 08”), as quais determinam que os dividendos propostos a serem pagos e que estejam fundamentados em obrigações estatutárias, devem ser registrados no passivo circulante. O estatuto social da Companhia estabelece que, no mínimo, 25% do lucro líquido anual seja distribuído a título de dividendos, após destinação para reserva legal. Desse modo, no encerramento do exercício social e após as devidas destinações legais, a Companhia registra a provisão equivalente ao dividendo mínimo obrigatório ainda não distribuído no curso do exercício, ao passo que registra os dividendos propostos excedentes ao mínimo obrigatório como “dividendo adicional proposto” no patrimônio líquido.

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Notas Explicativas


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2.18. Benefícios de aposentadoria pós-emprego A Companhia patrocina planos de previdência do tipo benefício definido a certos empregados, além de benefício de assistência médica pós-emprego, os quais requerem que contribuições sejam feitas a fundos administrados separadamente dos fundos próprios da Companhia. Os compromissos atuariais com os planos de benefícios de pensão e aposentadoria são provisionados com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os custos correspondentes reconhecidos durante o período aquisitivo dos empregados, em conformidade com o Pronunciamento Técnico CPC 33 - Benefícios a empregados (“CPC 33”). O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente, são utilizadas outras premissas atuariais, tais como hipóteses biológicas e econômicas e, também, dados históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados. Os ganhos e perdas atuariais gerados por ajustes e alterações nas premissas atuariais dos planos de benefícios de pensão e aposentadoria e os compromissos atuariais relacionados ao plano de assistência médica são reconhecidos em outros resultados abrangentes, em conformidade com as regras do CPC 33, baseando-se em cálculo atuarial elaborado por atuário independente, conforme detalhes divulgados na Nota 29.

2.19. Demonstrações dos fluxos de caixa e do valor adicionado As demonstrações dos fluxos de caixa foram preparadas e estão apresentadas de acordo com a Deliberação CVM nº 641, de 07 de outubro de 2010, que aprovou o Pronunciamento Técnico CPC 03 (R2) - Demonstração dos fluxos de caixa (“CPC 03”). As demonstrações do valor adicionado foram preparadas e estão apresentadas de acordo com a Deliberação CVM nº 557, de 12 de novembro de 2008, que aprovou o Pronunciamento Técnico CPC 09 - Demonstração do valor adicionado (“CPC 09”).

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Notas Explicativas


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2.20. Reapresentação das informações trimestrais relativas ao trimestre findo em 31 de março de 2012 Durante o quarto trimestre do exercício de 2012, a Companhia identificou erros na classificação de certos instrumentos financeiros entre caixa e equivalentes de caixa e aplicações financeiras, para os quais o balanço patrimonial e a demonstração dos fluxos de caixa foram corrigidos. A Administração da Companhia concluiu baseada em uma reavaliação do assunto, que certos instrumentos financeiros classificados como caixa e equivalentes de caixa no balanço patrimonial levantado em 31 de março de 2012 e que havia sido reportado anteriormente, deveriam ser registrados como aplicações financeiras, e que certas aplicações financeiras deveriam ser registradas como caixa e equivalentes de caixa, para estarem em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Esses valores foram determinados para 31 de março de 2012 e 31 de dezembro de 2011, de forma a demonstrar o ajuste do erro no início do exercício anterior. Como demonstrado na tabela abaixo, esses ajustes resultaram em um aumento do saldo de caixa e equivalentes de caixa e em uma diminuição no saldo das aplicações financeiras no balanço patrimonial levantado em 31 de março de 2012. Balanço patrimonial

31 de março de 2012

31 de dezembro de 2011

Anteriormente apresentado Ajustes Reapresentado

Anteriormente apresentado Ajustes Reapresentado

Caixa e equivalentes de caixa 105.929 72.522 178.451

187.476 (95.986) 91.490

Aplicações financeiras 283.750 (72.522) 211.228

140.724 95.986 236.710

Esses ajustes também foram refletidos na demonstração dos fluxos de caixa correspondente ao período de três meses findo em 31 de março de 2012 e ao exercício findo em 31 de dezembro de 2011, conforme demonstrado na tabela abaixo.

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Notas Explicativas


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2.20. Reapresentação das informações trimestrais relativas ao trimestre findo em 31 de março de 2012--Continuação

Demonstração dos fluxos de caixa


Anteriormente publicado

Ajustes Reapresentado

Caixa líquido aplicado nas atividades de investimento (171.718)

168.508 (3.210)

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 187.476

(95.986) 91.490

Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 105.929

72.522 178.451


Anteriormente publicado

Ajustes Reapresentado

Caixa líquido aplicado nas atividades de investimento (266.425)

(95.986) (362.411)

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 52.771

- 52.771

Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 187.476

(95.986) 91.490

As Notas 4 e 5 estão sendo reapresentadas com o objetivo de demonstrar os saldos modificados e as respectivas divulgações ajustadas após a correção do erro mencionado anteriormente. As referidas reclassificações não produziram impacto nos demais saldos do ativo (circulante e não circulante), passivo (circulante e não circulante), patrimônio líquido (incluindo as suas mutações), demonstrações do resultado e do resultado abrangente.

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Notas Explicativas


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3. Julgamentos, estimativas e premissas contábeis significativas Julgamentos A preparação das informações trimestrais requer que a Administração faça julgamentos e estimativas e adote premissas que afetam os valores apresentados de receitas, despesas, ativos e passivos, bem como as divulgações de passivos contingentes, na data base das informações trimestrais. Contudo, a incerteza relativa a essas premissas e estimativas poderia levar a resultados que requeiram um ajuste significativo ao valor contábil do ativo ou passivo afetado em períodos futuros. No processo de aplicação das políticas contábeis da Companhia, a Administração não identificou julgamentos que têm efeito significativo sobre os valores reconhecidos nas informações trimestrais.

Estimativas e premissas As principais premissas relativas a fontes de incerteza nas estimativas futuras e outras importantes fontes de incerteza em estimativas na data do balanço, envolvendo risco significativo de causar um ajuste significativo no valor contábil dos ativos e passivos no próximo período financeiro, são discutidas a seguir:

Perda por redução ao valor recuperável de ativos financeiros Uma perda por redução ao valor recuperável existe quando o valor contábil de um ativo ou unidade geradora de caixa excede o seu valor recuperável, o qual é o maior entre o valor justo menos custos de venda e o valor em uso. O cálculo do valor justo menos custos de vendas é baseado em informações disponíveis de transações de venda de ativos similares ou preços de mercado menos custos adicionais para descartar o ativo. O cálculo do valor em uso é baseado no modelo de fluxo de caixa descontado. Os fluxos de caixa derivam do orçamento para os próximos cinco anos e não incluem atividades de reorganização com as quais a Companhia ainda não tenha se comprometido ou investimentos futuros significativos que melhorarão a base de ativos da unidade geradora de caixa objeto de teste. O valor recuperável é sensível à taxa de desconto utilizada no método de fluxo de caixa descontado, bem como aos recebimentos de caixa futuros esperados e à taxa de crescimento utilizada para fins de extrapolação.

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3. Julgamentos, estimativas e premissas contábeis significativas --Continuação

Estimativas e premissas--Continuação

Provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas

A Companhia reconhece provisão para causas tributárias, cíveis e trabalhistas. A avaliação da probabilidade de perda inclui a avaliação das evidências disponíveis, a hierarquia das leis, as jurisprudências disponíveis, as decisões mais recentes nos tribunais e sua relevância no ordenamento jurídico, bem como a avaliação dos advogados externos. As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas circunstâncias, tais como prazo de prescrição aplicável, conclusões de inspeções fiscais ou exposições adicionais identificadas com base em novos assuntos ou decisões de tribunais.

Provisão para créditos de liquidação duvidosa

A provisão para créditos de liquidação duvidosa é constituída em montante considerado suficiente pela Administração para fazer face às eventuais perdas na realização das contas a receber, levando em consideração as perdas históricas e uma avaliação individual das contas a receber com riscos de realização. A provisão é constituída com base nos valores a receber de consumidores residenciais vencidos há mais de 90 dias, consumidores comerciais vencidos há mais de 180 dias, consumidores industriais, rurais, poderes públicos, iluminação e serviços públicos vencidos há mais de 360 dias, bem como através de análise criteriosa para os clientes com débitos relevantes.

Impostos

Existem incertezas com relação à interpretação de regulamentos tributários complexos e ao valor e época dos resultados tributáveis futuros. Dado a natureza de longo prazo e a complexidade dos instrumentos contratuais existentes, diferenças entre os resultados reais e as premissas adotadas, ou futuras mudanças nessas premissas, poderiam exigir ajustes futuros na receita e despesa de impostos já registrada. A Companhia constitui provisões, com base em estimativas cabíveis, para possíveis consequências de auditorias por parte das autoridades fiscais das respectivas jurisdições me que opera. O valor dessas provisões baseia-se em vários fatores, como experiência de auditorias fiscais anteriores e interpretações divergentes dos regulamentos tributários pela entidade tributável e pela autoridade fiscal responsável. Essas diferenças de interpretação podem surgir numa ampla variedade de assuntos, dependendo das condições vigentes no respectivo domicílio da companhia.

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Notas Explicativas


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3. Julgamentos, estimativas e premissas contábeis significativas --Continuação

Estimativas e premissas--Continuação

Impostos--Continuação

Imposto de renda diferido ativo é reconhecido na extensão em que seja provável que haja lucro tributável disponível para permitir a utilização dos referidos prejuízos.

Julgamento significativo da Administração é requerido para determinar o valor do imposto de renda diferido ativo que pode ser reconhecido, com base no prazo provável e nível de lucros tributáveis futuros, juntamente com estratégias de planejamento fiscal futuras.

Benefícios pós-emprego

O custo do plano de aposentadoria com benefícios definidos e outros benefícios de assistência médica pós-emprego, e o valor presente da obrigação de aposentadoria são determinados utilizando métodos de avaliação atuarial. A avaliação atuarial envolve o uso de premissas sobre as taxas de desconto, taxas de retorno de ativos esperadas, aumentos salariais futuros, taxas de mortalidade e aumentos futuros de benefícios de aposentadorias e pensões. A obrigação de benefício definido é altamente sensível a mudanças nessas premissas. Todas as premissas são revisadas a cada data-base. Para mais detalhes sobre as premissas utilizadas vide Nota 29.

4. Caixa e equivalentes de caixa

31/03/2012

31/12/2011

(Reapresentado)

(Reapresentado)

Caixa e contas correntes bancárias

15.719

18.129 Aplicações financeiras

162.732

73.361

Total de caixa e equivalentes de caixa

178.451

91.490

O excedente de caixa da Companhia é aplicado de forma conservadora em ativos financeiros de baixo risco, sendo os principais instrumentos financeiros representados por CDBs (Certificados de Depósitos Bancários) e operações compromissadas. Os investimentos têm alta liquidez, sendo prontamente conversíveis em recursos disponíveis de acordo com as necessidades de caixa da Companhia. As aplicações financeiras da Companhia buscam rentabilidade compatível às variações do CDI.

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Notas Explicativas


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4. Caixa e equivalentes de caixa--Continuação

Em 31 de março de 2012 e 31 de dezembro de 2011, as aplicações financeiras são compostas da seguinte forma:

31/03/2012

31/12/2011

(Reapresentado)

(Reapresentado)

Aplicações diretas CDB - Certificado de Depósito Bancário 39.117

- Operações compromissadas 123.075

527

Total de aplicações diretas 162.192

527

Fundos exclusivos CDB - Certificado de Depósito Bancário -

31.763

Operações compromissadas 540

41.071

Total de fundos exclusivos 540

72.834

Total de aplicações financeiras 162.732

73.361

As aplicações financeiras podem ser resgatadas a qualquer tempo, com possibilidade de pronta conversão em um valor conhecido de caixa e com risco insignificante de seu valor. Dada a natureza e característica das aplicações financeiras, as mesmas já estão reconhecidas pelo seu valor justo, em contrapartida ao resultado.

5. Aplicações financeiras

Em 31 de março de 2012 e 31 de dezembro 2011, as aplicações financeiras são compostas da seguinte forma:

31/03/2012

31/12/2011

GGG (Reapresentado)

(Reapresentado)

GGG Fundos de investimentos 1.242

1.220

Total de fundos de investimentos 1.242

1.220

Fundos exclusivos Títulos públicos 160.653

94.384

Cotas de fundos de investimentos 49.312

135.842 Outros 21

5.264

Total de fundos exclusivos 209.986

235.490

Total de aplicações financeiras 211.228

236.710

5. Aplicações financeiras--Continuação

Através de fundos exclusivos, a Companhia aplica seus excedentes de caixa em títulos públicos pós-fixados e pré-fixados, além de outros instrumentos tradicionais de renda fixa com baixo risco de crédito e alta liquidez. Esses investimentos possuem vencimento superiores a 90 dias, mas que não excedem um ano, e são classificados como títulos e valores mobiliários.

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Notas Explicativas


29

6. Consumidores, concessionários e permissionários

Descrição 31/03/2012

31/12/2011

Consumidores

Faturados

372.262

384.366 Não faturados

125.918

119.210

Subtotal

498.180

503.576 Encargos de uso da rede elétrica - Consumidores livres

21.967

10.210

Comercialização no âmbito da CCEE (c)

29.167

15.289

Total

549.314

529.075

Circulante

523.672

502.836 Não circulante

25.642

26.239

a) Análise das contas a receber e demonstrativo do saldo da provisão para créditos

de liquidação duvidosa

Saldos

Valor bruto

Classe de consumidores

Vincendos

Vencidos até 90 dias

Vencidos há mais

de 90 dias

31/03/2012

31/12/2011

Circulante Residencial 75.863

51.648

8.319

135.830

131.524

Industrial 13.586

4.709

1.393

19.688

22.530 Comercial 28.816

12.977

8.558

50.351

50.221

Rural 14.170

6.837

3.408

24.415

26.791 Poder público 17.542

3.470

105

21.117

25.223

Iluminação pública 6.480

175

151

6.806

7.352 Serviço público 6.760

361

46

7.167

7.312

Subtotal 163.217

80.177

21.980

265.374

270.953

Comercialização na CCEE (c) 13.878

-

-

13.878

- Encargo emergencial (d) -

-

2.475

2.475

2.475

Créditos junto a clientes com ações judiciais (e) 28.105

1.759

32.447

62.311

61.215 Consumidores livres 21.967

-

-

21.967

10.210

Parcelamento de débitos (f) 20.180

-

-

20.180

21.594 Fornecimento não faturado (g) 125.918

-

-

125.918

119.210

Outros créditos 7.581

3.447

541

11.569

17.179

Subtotal 217.629

5.206

35.463

523.672

502.836

Provisão para créditos de liquidação duvidosa (b)

(89.941)

(84.385)

Total circulante 380.846

85.383

57.443

433.731

418.451

Não circulante Comercialização na CCEE (c) -

-

15.289

15.289

15.289

Parcelamento de débitos (f) 10.353

-

-

10.353

10.950 Provisão para créditos de liquidação duvidosa

(b) -

-

-

(2.984)

(2.984)

Total não circulante 10.353

-

15.289

22.658

23.255

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Notas Explicativas


30

6. Consumidores, concessionários e permissionários--Continuação b) A movimentação da provisão para créditos de liquidação duvidosa é a seguinte

Saldo em 31 de dezembro de 2010

(89.798)

(Adições)/reversões

(11.856) Baixas

14.285


(87.369) (Adições)/reversões

(8.305)

Baixas

2.749

Saldo em 31 de março 2012

(92.925)

A provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída com base nos critérios estabelecidos pela legislação regulatória aliada à análise dos riscos de perdas dos valores vencidos de clientes, questões judiciais e um percentual sobre dívidas parceladas. É considerada suficiente pela Companhia para cobrir eventuais perdas na realização dos valores a receber.

c) Comercialização no âmbito da CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

31/03/2012

31/12/2011

Valores a receber

13.878

- Valor em litígio - Liminares (*)

12.917

12.917

Valores com a exigibilidade suspensa (**)

2.372

2.372

Total

29.167

15.289

Circulante

13.878

- Não circulante

15.289

15.289

(*) O montante de R$ 12.917, registrado no não circulante, permanece em aberto, decorrente das

liminares para suspensão de pagamento nas datas previstas de liquidação financeira das transações no âmbito da CCEE.

(**) O montante de R$ 2.372, registrado no não circulante, referente à venda de energia efetuadas

na liquidação financeira especial AES SUL (R$ 2.031) e DFESA (R$ 341) no âmbito da CCEE ainda encontram-se pendente de recebimento.

A Administração da Companhia não constituiu provisão para créditos de liquidação duvidosa por entender que os valores serão integralmente recebidos, seja dos devedores que questionaram os créditos judicialmente ou de outras empresas que vierem a ser indicadas pela CCEE.

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Notas Explicativas


31

6. Consumidores, concessionários e permissionários--Continuação

d) Encargo emergencial O encargo de aquisição emergencial vigorou temporariamente durante os meses de janeiro e fevereiro de 2004 e o encargo de capacidade emergencial foi cobrado desde março de 2002 até 22 de dezembro de 2005. A partir de 23 de dezembro de 2005 o mesmo teve sua cobrança suspensa, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 204, de 22 de dezembro de 2005. A Companhia repassa mensalmente os valores arrecadados de inadimplência.

e) Créditos junto a clientes com ações judiciais

O montante de R$ 62.311 em 31 de março de 2012 (R$ 61.215 em 2011) refere-se a créditos junto a clientes com ações judiciais. Este montante inclui R$ 25.031 (R$ 21.612 em 2011) relativos às contas a receber de diversos consumidores que questionam a legalidade e pleiteiam a restituição de valores envolvidos na majoração da tarifa de energia elétrica, ocorrida na vigência do Plano Cruzado. Esses consumidores obtiveram, por meio de medidas judiciais, o direito de compensar os créditos pleiteados com as faturas de energia elétrica, sem, contudo, terem o mérito da questão transitado em julgado. A Companhia mantém provisão para créditos de liquidação duvidosa no montante de R$ 49.060 em 31 de março de 2012 (R$ 49.458 em 2011), julgado suficiente para cobrir eventuais perdas em relação a essas ações.

f) Parcelamento de débitos Os parcelamentos de débitos correspondem a contratos firmados entre a Companhia e seus clientes para a renegociação de contas de energia em atraso. Esses valores são cobrados nas contas de energia, com multa e juros de 1% a.m calculados pro-rata e correção monetária com base na variação do IGPM. Após referida atualização montante a ser parcelado, retirando a parcela da entrada, se houver, é aplicado os juros do parcelamento acordado na negociação sendo esse no máximo de 1,8% a.m. O prazo médio de faturamento é de 43 dias.

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Notas Explicativas


32

6. Consumidores, concessionários e permissionários--Continuação

g) Receita não faturada Corresponde à receita de fornecimento de energia elétrica, entregue e não faturada ao consumidor, calculada em base estimada, referente ao período após a medição mensal e até o último dia do mês. O saldo em 31 de março de 2012 é de R$ 125.918 (R$ 119.210 em 2011).

7. Consumidores de baixa renda

A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceu as diretrizes para enquadramento na subclasse residencial baixa renda, da unidade consumidora com consumo mensal inferior a 80kWh, tendo o Decreto nº 4.336, de 15 de agosto de 2002, ampliado a regulamentação de enquadramento, para unidades consumidoras com consumo mensal entre 80 e 220 kWh, também segundo diretrizes da própria Lei n° 10.438/02.

Com o advento da Lei nº 12.212, de 20 de janeiro de 2010, regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 407/2010 e pela Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010, foram estabelecidos os novos critérios para o recebimento da Tarifa Social de Energia Elétrica pelos consumidores de baixa renda. De acordo com a nova regulamentação, não há mais qualquer critério de enquadramento por consumo, podendo obter o subsídio de baixa renda apenas aqueles que estejam cadastrados nos Programas Sociais do Governo Federal, inclusive indígenas e quilombolas que devem ter 100% de desconto até os primeiros 50 kWh, ou consumidores que recebam o Benefício de Prestação Continuada - BPC.

Com base nas Resoluções Normativas ANEEL nº 407/2010 e nº 414/2010, fica estabelecido que a Eletrobras repassará mensalmente às Distribuidoras o montante de subvenção para recompor os descontos concedidos aos consumidores de Baixa Renda enquadrados segundo os critérios das antigas Resoluções normativas ANEEL nº 246/2002 e nº 485/2004, subvenção esta advinda da CDE - Conta de Desenvolvimento Energético. Em virtude dos critérios estabelecidos pelas Resoluções mencionadas e calendário de recadastramento dos clientes que tem direito a receber o benefício, o saldo a receber em 31 de março de 2012 é R$ 34.315 (R$ 26.551 em 2011), relativo às subvenções dos meses de fevereiro e de março de 2012.

A referida subvenção é calculada mensalmente pela distribuidora e submetida à ANEEL para aprovação e homologação através de Despacho, após o qual ocorre o repasse.

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Notas Explicativas


33

8. Tributos a compensar

31/03/2012

31/12/2011

Circulante Não circulante


Imposto de renda

13.698 -

11.972 - Contribuição social

1.957 -

1.985 -

ICMS

29.232 30.017

25.346 42.824 ICMS parcelamento

9.257 1.799

8.520 2.536

PIS/COFINS

3.414 -

2.785 - Outros tributos

740 -

810 -

Total

58.298 31.816

51.418 45.360

O saldo de imposto de renda a compensar refere-se a valores de imposto de renda retido na fonte - IRRF sobre aplicações financeiras, a retenções de órgãos públicos (Lei n° 9.430/96) e o saldo do imposto de renda antecipado relativo aos anos calendários de 2006 a 2009. O saldo de contribuição social a compensar refere-se ao valor do saldo da CSLL antecipado relativo aos anos calendários de 2006 e 2007, além de valores retidos por órgãos públicos, conforme Lei n° 9.430/96. O saldo de ICMS refere-se basicamente aos créditos vinculados à aquisição de bens do ativo permanente (conforme conceito estabelecido na legislação fiscal), os quais estão sendo compensados mensalmente à razão de 1/48 avos. O saldo ICMS parcelamento ativo referem-se principalmente ao crédito de diferencial de alíquota do ativo imobilizado, objeto dos Autos de Infração nºs 2008.03699-4, 2007.01902-8 e 2006.25755-6 e da Confissão Espontânea de Débito conforme protocolo nº 096.40949-5, cujos montantes somam R$ 11.056 e foram incluídos no parcelamento previsto no “REFIS do Ceará - 2009” através do Termo de Concessão nº 197588 e conforme Nota 20.

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Notas Explicativas


34

9. Cauções e depósitos

31/03/2012

31/12/2011

Instituição

Tipo de Aplicação

Circulante

Não circulante

Circulante

Não circulante

BNB FI Curto Prazo

Fundo de Investimento

-

55

-

54 Bradesco Premium


-

19.044

-

18.560

Itaú-Unibanco Previdência


-

40

-

39

Itaú-Unibanco TOP DI


29.302

-

26.678

- Bradesco

CDB

-

99

-

98

Itaú

CDB

-

550

-

539 Banco do Brasil

CDB

-

8.526

-

8.321

BNB

CDB

-

17.781

-

17.359 Banco do Brasil

Título do Tesouro EUA

-

3.898

-

2.678

Caixa

Caução

320

-

320

-

Outros

-

20

-

20

Total

29.622

50.013

26.998

47.668

Estes depósitos correspondem a aplicações de valores vinculados aos contratos de aquisição de energia elétrica. Os depósitos do Itaú FI Unibanco TOP DI referem-se às retenções contratuais de fornecedores de serviços e garantia de contrato de financiamento.

10. Depósitos vinculados a litígios

31/03/2012

31/12/2011

Trabalhistas

14.145

26.747 Cíveis

26.758

14.180

Fiscais

5.189

5.149

Total

46.092

46.076

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Notas Explicativas


35

11. Tributos diferidos A Companhia possui créditos fiscais diferidos ativos e passivos sobre diferenças temporárias, cuja composição está demonstrada a seguir:

Imposto de renda

Contribuição social

Total

Ativo

31/03/2012 31/12/2011

31/03/2012 31/12/2011

31/03/2012 31/12/2011

Provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas 18.003 17.576

6.481 6.327

24.484 23.903

Provisão para créditos de liquidação duvidosa

23.231 21.842

8.363 7.863

31.594 29.705 Provisão para obsolescência de estoque

1.040 1.040

375 374

1.415 1.414

Despesa diferida PIS/COFINS

- 773

- 278

- 1.051 Perda plano de pensão

9.114 9.114

3.280 3.280

12.394 12.395

Provisão ICMS

- 878

- 316

- 1.194 Provisão Multa ARCE

1.520 1.520

547 547

2.067 2.067

Outros

291 2.258

105 813

396 3.071

Total

53.199 55.001

19.151 19.798

72.350 74.800

Imposto de renda

Contribuição social

Total

Passivo

31/03/2012 31/12/2011

31/03/2012 31/12/2011

31/03/2012 31/12/2011

Correção monetária especial (CME) e complementar (CMC) 1.044 1.088 1.865 1.923 2.909 3.011

Desreconhecimento de passivo regulatório

52.672 36.956

16.627 10.969

69.299 47.925 Ativo indenizável (concessão)

2.033 1.903

1.072 1.024

3.105 2.927

Total

55.749 39.947

19.564 13.916

75.313 53.863

A movimentação dos saldos referentes aos tributos diferidos está assim apresentada: Ativo Passivo Total líquido

Saldo em 31 de dezembro de 2010 73.585

26.908

46.677

Adições resultado do exercício - IR/CSLL 22.677

60.174

(37.497)

Adições resultado abrangente 7.539

-

7.539 Realização (29.001)

(33.219)

4.218

Saldo em 31 de dezembro de 2011 74.800

53.863

20.937

Adições resultado do exercício - IR/CSLL 580

21.551

(20.971)

Realização (3.030)

(101)

(2.929)

Saldo em 31 de março de 2012 72.350

75.313

(2.963)

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Notas Explicativas


36

11. Tributos diferidos--Continuação Estudos técnicos de viabilidade indicam a recuperação dos valores de imposto de renda e da contribuição social, nos parâmetros determinados pelo Pronunciamento Técnico CPC 32 - Tributos sobre o lucro (“CPC 32”), os quais correspondem às melhores estimativas da Administração, cuja expectativa de realização de créditos fiscais está apresentada a seguir:

Anos de realização

Montante a realizar

31/3/2012

Montante a realizar

31/12/2011

2012

8.986

13.346

2013

5.763

5.673 2014

5.763

5.673

2015

5.763

5.673 2016 a 2018

17.291

17.020

2019 a 2021

28.784

27.415

72.350

74.800

Como a base tributável do imposto de renda e da contribuição social decorre não apenas do lucro, mas também da existência de receitas não tributáveis, despesas não dedutíveis, incentivos fiscais e outras variáveis, não existe uma correlação direta entre o lucro líquido da Companhia e o resultado de imposto de renda e contribuição social. Portanto, a expectativa da utilização de créditos fiscais não deve ser tomada como único indicativo de resultados futuros da Companhia.

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Notas Explicativas


37

12. Benefício fiscal - ágio incorporado Ágio de incorporação da controladora O ágio oriundo da operação de incorporação de sua controladora Distriluz Energia Elétrica S.A., aprovada em Assembleia Geral Extraordinária de 27 de setembro de 1999 está fundamentado nos resultados futuros durante o prazo de concessão e vem sendo amortizado no prazo compreendido entre a data da incorporação até 31 de dezembro de 2027, em proporções mensais a sua rentabilidade projetada, conforme determinação da Resolução nº 269, de 15 de setembro de 1999, da ANEEL, conforme demonstrado abaixo:

Ano Fator de

amortização Ano Fator de

amortização Ano Fator de

amortização

2012 0,03980 2019 0,02140 2026 0,01151 2013 0,03642 2020 0,01958 2027 0,1053 2014 0,03333 2021 0,01792 2015 0,03051 2022 0,01640 2016 0,02792 2023 0,01501 2017 0,02555 2024 0,01374 2018 0,02338 2025 0,01257

Em 26 de abril de 2004, a Superintendência de Fiscalização Financeira da ANEEL emitiu Relatório de Acompanhamento de Fiscalização, alegando que a reserva de ágio formada na incorporação da sociedade Distriluz não teria por contrapartida ativos com substância econômica, e desta forma, seguindo a Instrução CVM no 349/01, determinou que somente deveria ficar registrado em conta de patrimônio líquido da Companhia (reserva de ágio) a parcela correspondente ao benefício fiscal advindo da amortização do ágio, por entender que apenas esta parcela possui substância econômica. Tendo em vista a conclusão dos entendimentos com Agência Nacional de energia Elétrica - ANEEL, a Companhia, para a substituição do mecanismo de Desdobramento e Resgate de Ações, após afastados os riscos de questionamentos fiscais, societários e de descumprimentos de covenants financeiros com instituições financeiras, e após ratificação dos devidos ajustes contábeis pela ANEEL, emitida através do Ofício nº 584/05, de 14 de abril de 2005, a Assembleia Geral Extraordinária, de 28 de abril de 2005, aprovou a proposta do Conselho de Administração da Companhia de cumprir as recomendações do Órgão Regulador.

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Notas Explicativas


38

12. Benefício fiscal - ágio incorporado--Continuação Ágio de incorporação da controladora--Continuação Desta forma, as operações de desdobramentos e resgate de ações da Companhia para compensar aos acionistas pela redução do lucro decorrente da amortização do ágio, oriundo da incorporação da sociedade Distriluz, interrompidas em 2003, foram substituídas pelas disposições previstas na Instrução CVM nº 319/99, alterada pela Instrução nº 349/01, que consistem na constituição de uma provisão sobre o ágio a amortizar em contrapartida da reserva de ágio (reserva de capital) no montante que não se constitui benefício fiscal para a Companhia. Para recompor o resultado de cada exercício, será feita reversão da provisão na mesma proporção da amortização da parcela do ágio do respectivo exercício. A Administração procedeu o recálculo do ágio considerando o momento de aquisição da Companhia para recompor os efeitos da constituição da reserva do ágio. Em abril de 2005, foi constituída uma provisão sobre o ágio a amortizar em contrapartida da reserva de ágio (reserva de capital) no montante que não se constitui benefício fiscal para a Companhia, conforme determina a Instrução CVM nº 349/2001. Benefício fiscal - ágio incorporado

31/03/2012

31/12/2011

Ágio da incorporação

775.960

775.960

Amortização acumulada

(507.775)

(500.053)

Provisão sobre o ágio

(429.365)

(429.365)

Reversão da provisão sobre o ágio

252.112

247.017

Saldo

90.932

93.559

Circulante

10.661 10.500 Não circulante 80.271 83.059 Reserva de capital

31/03/2012

31/12/2011

Ágio da incorporação

775.960

775.960

(-) Desdobramento e resgate de ações

(125.407)

(125.407)

Provisão sobre o ágio

(429.365)

(429.365)

Saldo

221.188

221.188

Com a adoção do novo procedimento, em 30 de abril de 2005, a reserva de ágio registrada no patrimônio líquido da Companhia foi reduzida em R$ 429.365, com efeito de R$ 242.976 para a Companhia.

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Notas Explicativas


39

13. Outros créditos

31/03/2011

31/12/2011

Alienação de bens e direitos

1.641

1.641

Convênios de arrecadação

6.282

6.041 Serviços a terceiros

6.139

5.606

Cheques devolvidos

790

788 Créditos de fornecedores

6.206

6.206

Adiantamentos a empregados

4.279

2.073 Adiantamentos a fornecedores

369

724

Aluguel

1.299

1.406 Bônus resíduo

848

802

Outros

3.429

3.347

Total

31.282

28.634

Circulante

31.002


280

280

14. Ativo indenizável (concessão) O Contrato de Concessão de Distribuição nº 01/98 - ANEEL, de 13 de maio de 1998 e aditivos posteriores, celebrados entre a União (Poder Concedente - Outorgante) e a COELCE (Concessionária - Operador), respectivamente, regulamentam a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica pela Companhia, onde: ► O contrato estabelece quais os serviços que o operador deve prestar e para

quem (classe de consumidores) os serviços devem ser prestados; ► O contrato estabelece padrões de desempenho para prestação de serviço

público, com relação à manutenção e à melhoria da qualidade no atendimento aos consumidores, e o operador tem como obrigação, na entrega da concessão, devolver a infraestrutura nas mesmas condições em que a recebeu na assinatura desses contratos. Para cumprir com essas obrigações, são realizados investimentos constantes durante todo o prazo da concessão. Portanto, os bens vinculados à concessão podem ser repostos, algumas vezes, até o final da concessão;

► Ao final da concessão os ativos vinculados à infraestrutura devem ser revertidos

ao poder concedente mediante pagamento de uma indenização; e

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Notas Explicativas


40

14. Ativo indenizável (concessão)--Continuação ► O preço é regulado através de mecanismo de tarifa estabelecido nos contratos

de concessão com base em fórmula paramétrica (Parcelas A e B), bem como são definidas as modalidades de revisão tarifária, que deve ser suficiente para cobrir os custos, a amortização dos investimentos e a remuneração pelo capital investido.

Com base nas características estabelecidas no contrato de concessão de distribuição de energia elétrica da Companhia, a Administração entende que estão atendidas as condições para a aplicação da ICPC 01 (R1) e do OCPC 05, os quais fornecem orientações sobre a contabilização de concessões de serviços públicos a operadores privados, de forma a refletir o negócio de distribuição elétrica, abrangendo: a) Parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados ou

depreciados até o final da concessão classificada como um ativo financeiro por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do poder concedente; e

b) Parcela remanescente à determinação do ativo financeiro (valor residual)

classificada como um ativo intangível em virtude de a sua recuperação estar condicionada à utilização do serviço público, neste caso, do consumo de energia pelos consumidores, vide Nota 15.

A infraestrutura recebida ou construída da atividade de distribuição, que estava originalmente representada pelo ativo imobilizado e intangível da Companhia é recuperada através de dois fluxos de caixa, a saber: (a) parte através do consumo de energia efetuado pelos consumidores (emissão do faturamento mensal da medição de energia consumida/vendida) durante o prazo da concessão; e (b) parte como indenização dos bens reversíveis no final do prazo da concessão, esta a ser recebida diretamente do Poder Concedente ou para quem ele delegar essa tarefa. A Administração estima que a indenização do ativo financeiro da concessão será efetuada com base nas parcelas dos investimentos vinculados a infraestrutura da concessão reversível, apurado com base no custo de aquisição/ construção, deduzido das obrigações especiais, ainda não amortizado, que tenham sidos realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do serviço concedido e foi determinada.

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Notas Explicativas


41

14. Ativo indenizável (concessão)--Continuação

A movimentação dos saldos referentes ao ativo indenizável está assim apresentada: Saldo em 31 de dezembro de 2010

110.875

Transferências do ativo intangível

84.495 Receitas financeiras - ativo indenizável

8.610


203.980

Transferências do ativo intangível

265.388 Receitas financeiras - ativo indenizável

517

Saldo em 31 de março de 2012

469.885

A concessão de distribuição da Companhia não é onerosa. Desta forma, não há obrigações financeiras fixas e pagamentos a serem realizados ao Poder Concedente.

15. Intangível O intangível, por natureza, está constituído da seguinte forma:

31/03/2012

31/12/2011

Custo


Obrigações especiais

Valor líquido

Valor líquido

Em Serviço Direito de uso da concessão

3.495.110

(1.453.108)

(628.286)

1.413.716

1.666.057 Software

71.020

(66.566)

-

4.454

5.057

Em Curso Direito de uso da concessão

306.319

-

(153.470)

152.849

170.369 Software

20.249

-

-

20.249

20.871

Total

3.892.698

(1.519.674)

(781.756)

1.591.268

1.862.354

O ativo intangível em curso refere-se, substancialmente, a obras de expansão do sistema de distribuição de energia elétrica.

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Notas Explicativas


42

15. Intangível--Continuação A movimentação dos saldos do intangível está demonstrada a seguir:

Em serviço

Em curso

Custo



Valor liquido

Custo


Valor liquido

Total


3.556.669

(1.345.136)

(656.220)

1.555.313

390.501

(36.220)

354.281

1.909.594

Adições

-

-

-

-

291.259

(120.755)

170.504

170.504 Baixas

(32.586)

26.631

-

(5.955)

-

-

-

(5.955)

Amortização

-

(160.504)

33.210

(127.294)

-

-

-

(127.294) Transferências

343.693

-

(10.148)

333.545

(343.693)

10.148

(333.545)

-

Transferências para o ativo indenizável

(84.495)

-

-

(84.495)

-

-

-

(84.495)


3.783.281

(1.479.009)

(633.158)

1.671.114

338.067

(146.827)

191.240

1.862.354

Adições

-

-

-

-

39.361

(10.154)

29.207

29.207

Baixas

(2.623)

1.743

-

(880)

-

-

-

(880) Amortização

-

(42.408)

8.383

(34.025)

-

-

-

(34.025)

Transferências

50.860

-

(3.511)

47.349

(50.860)

3.511

(47.349)

- Transferências para o ativo indenizável

(265.388)

-

-

(265.388)

-

-

-

(265.388)

Saldo em 31 de Março de 2012

3.566.130

(1.519.674)

(628.286)

1.418.170

326.568

(153.470)

173.098

1.591.268

A agência reguladora ANEEL é responsável por estabelecer a vida útil-econômica estimada de cada bem integrante da infraestrutura de distribuição, para efeitos de determinação da tarifa, bem como para apuração do valor da indenização dos bens reversíveis no vencimento do prazo da concessão. Essa estimativa é revisada periodicamente e aceita pelo mercado como uma estimativa razoável/adequada para efeitos contábeis e regulatórios e que representa a melhor estimativa de vida útil dos bens. A Administração da Companhia entende que a amortização do ativo intangível deve respeitar a vida útil estimada de cada bem integrante do conjunto de bens tangíveis contidos na infraestrutura de distribuição. Assim sendo, esses bens devem ser amortizados individualmente, respeitando a vida útil de cada um deles, limitada ao prazo de vencimento da concessão. Como resultado da utilização desse critério de amortização, o total do ativo intangível será sempre amortizado de forma não linear. O valor residual de cada bem que ultrapassa o prazo do vencimento da concessão está alocado como ativo financeiro - ativo indenizável - concessão, conforme divulgado na Nota 14.

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Notas Explicativas


43

15. Intangível--Continuação

A Resolução Normativa ANEEL nº 474 de 07 de fevereiro de 2012 estabeleceu novas taxas de depreciação para os ativos em serviço outorgado no setor elétrico, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2012, determinando alteração na vida útil-econômica dos bens integrantes da infraestrutura de distribuição.

Anteriormente à edição da Resolução ANEEL nº 474, a vida útil média do conjunto de ativos da Companhia era em torno de 22 anos, variando de 22 e 23 anos. Com a implementação da Resolução ANEEL nº 474, a vida útil desses ativos passou a se situar entre 27 e 28 anos, com média de 27 anos, o que corresponde ao acréscimo de 5 anos em relação à vida útil econômica média anterior.

Considerando esse aumento da vida útil, houve uma diminuição da amortização e o consequente aumento da parcela residual da infraestrutura que a Companhia espera receber como indenização ao final do período da Concessão. Como consequência, houve uma redistribuição da infraestrutura que é classificada no ativo intangível e no ativo financeiro, em decorrência da adoção da ICPC 01 (R1) e da OCPC05.

A Companhia realizou os cálculos para determinar a nova estimativa de valor da indenização dos bens reversíveis no vencimento do prazo da Concessão e do montante atribuível ao ativo intangível. Considerando os aspectos econômicos, regulatórios e o melhor entendimento técnico-contábil, essa remensuração da infraestrutura resultou, em 31 de março de 2012, na reclassificação de R$ 277.360 da conta de ativo intangível para o ativo indenizável, conforme divulgado na Nota 14, sem alterar os demais procedimentos contábeis decorrentes da adoção da ICPC01 e da OCPC05.

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Notas Explicativas


44

15. Intangível--Continuação Programa de universalização Em 26 de abril de 2002, foi sancionada a Lei Federal nº 10.438 que dispõe acerca de diversos temas importantes para o setor de energia elétrica, tais como a criação do PROINFA, a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) e discorre, ainda, sobre a universalização do serviço público de distribuição de energia elétrica e estabelece que seu atendimento seja regulamentado por Resoluções editadas pela ANEEL. Em 29 de abril de 2003, foi editada a Resolução ANEEL nº 223, que estabelece as condições gerais para elaboração do plano de universalização de energia elétrica e que foi alterada pela Resolução normativa 368/2009, acrescendo o Art. 18-B que trata das condições de antecipação de obras com recursos aportados pelo consumidor, visando ao atendimento de novas unidades consumidoras ou aumento de carga, sem ônus para os interessados. Pela Resolução, a Companhia tinha o ano de 2013, como limite para que atendesse todas as solicitações de pedidos de ligação com extensão de rede, sendo elaborado um cronograma anual por município. Com a criação do Programa Luz Para Todos, a Companhia optou por antecipar as metas de universalização. Programa Luz Para Todos Em 11 de novembro de 2003, foi publicado o Decreto Federal nº 4.873 que instituiu o Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica, denominado “Programa Luz Para Todos”, destinado a propiciar, até o ano 2008, o atendimento com energia elétrica à parcela da população do meio rural brasileiro que ainda não tem acesso a esse serviço público. De acordo com o artigo 2º, do Decreto, os recursos necessários para suportar o Programa serão oriundos da CDE - Conta do Desenvolvimento Energético, instituída como subvenção econômica pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, da RGR - Reserva Global de Reversão, instituída pela Lei nº 5.655 de 20 de maio de 1971, da participação dos Estados e Municípios e das Concessionárias ou Permissionárias de Distribuição de Energia Elétrica e outros destinados ao Programa. O Programa será coordenado pelo Ministério de Minas e Energia - MME e será operacionalizado com a participação das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras e das empresas que compõem o Sistema Eletrobras.

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Notas Explicativas


45

15. Intangível--Continuação Programa Luz Para Todos--Continuação Em dezembro de 2003, foi firmado o 1º Termo de Compromisso entre a União (Ministério de Minas e Energia), o Governo do Estado do Ceará e a Companhia Energética do Ceará - COELCE, com a interveniência da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras para o estabelecimento das premissas do Programa Luz Para Todos, na área de concessão da Companhia. Neste documento foram estabelecidas as metas anuais de atendimento e os percentuais de participação financeira de cada uma das fontes de recursos, sendo: ► COELCE - 15%; ► RGR - 10%; ► CDE - 50%; e ► Governo do Estado - 25%. Em 13 de setembro de 2007, foi firmado o Primeiro Aditamento ao Termo de Compromisso entre a União (Ministério de Minas e Energia), o Governo do Estado do Ceará e a Companhia Energética do Ceará - COELCE, com a interveniência da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras para mudança dos percentuais de participação ficando da seguinte forma: ► COELCE - 15%; ► RGR - 15% (financiamento); ► CDE - 60%; e ► Governo do Estado - 10%. Em 25 de abril de 2008, foi publicado o Decreto Federal nº 6.442, que dá nova redação ao artigo 1º do Decreto Federal nº 4.873, prorrogando o prazo do Programa Luz Para Todos até 2010.

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Notas Explicativas


46

15. Intangível--Continuação Programa Luz Para Todos--Continuação Tendo em vista que a quantidade de ligações definidas no 1º Termo de Compromisso não atendeu às demandas oriundas do meio rural, em 31 de dezembro de 2008, foi firmado o 2º Termo de Compromisso entre a União (Ministério de Minas e Energia), o Governo do Estado do Ceará e a Companhia Energética do Ceará - COELCE, com a interveniência da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e das Centrais Elétricas Brasileiras - S.A. - Eletrobras para o estabelecimento das premissas do programa, na área de concessão da COELCE. Em 05 de agosto de 2010, foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Termo de Compromisso do Programa Luz Para Todos, onde foram repactuadas as metas da COELCE na execução do programa, ficando estabelecida para o ano de 2009 a quantidade de 23.563 ligações e para o ano de 2010 46.168 ligações. Através do Decreto 7.324, de 05 de outubro de 2010, o Governo Federal prorrogou para 31 de dezembro de 2011 o prazo de execução do Programa Luz Para Todos. Este mesmo documento faculta ao Ministério de Minas e Energia para que defina as metas e os prazos do programa, em cada Estado ou área de concessão, respeitada a data limite de 31 de dezembro de 2011. Através do Decreto nº 7.520 de 08 de julho de 2011, o Governo Federal prorrogou o Programa Luz para Todos para o período de 2011 a 2014, a pesar do Estado do Ceará atender aos critérios descriminados neste decreto, a Companhia em principio não foi incluída no Programa do Governo PAC 2 (Programa de aceleração do crescimento) no período 2011 a 2014. Através do Decreto Presidencial nº 7.656 de 26 de dezembro de 2011, o Governo modificou o decreto nº 7.520 ficando seu artigo nº 1 a vigorar da seguinte forma: “Art. 1º- A. Os contratos celebrados na forma do disposto no § 1o do art. 1o do Decreto no 4.873, de 11 de novembro de 2003, cujos objetos não tenham sido concluídos até 31 de dezembro de 2011, poderão ser incluídos no Programa “Luz para Todos”, para o período de 2011 a 2014. Neste caso a Companhia será incluída em função do contrato ECFS-310-A/2011 se encontrar em 31 de dezembro de 2011em operação.

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Notas Explicativas


47

15. Intangível--Continuação Obrigações especiais vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica representam os valores da União, dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador e as subvenções destinadas a investimentos na atividade de distribuição. O prazo de vencimento dessas obrigações é aquele estabelecido pelo Órgão Regulador para concessões de distribuição, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão. Esta conta contábil, denominada de Obrigações vinculadas à concessão, está sendo amortizada, a partir do 2º ciclo, às mesmas taxas de amortização dos bens que compõem a infraestrutura, usando-se uma taxa média de 4,46% a.a. Ao final da concessão, o valor residual das obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica será deduzido do ativo financeiro de indenização e retirado do seu ativo, de forma que fique evidente a contabilização dos ativos pertencentes à União, que ficaram, durante o contrato de concessão, sob administração da concessionária. Avaliação do grau de recuperação A Administração da Companhia realizou uma análise dos indicadores de impairment estabelecidos no CPC 01, bem como avaliou outras circunstâncias e não identificou indícios que seus ativos estivessem registrados acima do valor de realização.

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Notas Explicativas


48

16. Fornecedores

31/03/2012

31/12/2011

Suprimento e transporte de energia

Geradoras - Energia Livre

4.890

4.771

Cia Hidroelétrica do São Francisco - Chesf

10.358

11.384 Furnas Centrais Elétricas S/A

14.612

13.008

Companhia Energética de São Paulo- CESP

6.519

5.754 Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. -

ELETRONORTE

4.283

4.437

Copel Geração S.A- COPEL

3.606

3.349 CEMIG - Geração e Transmissão S.A.

4.021

3.831

Duke Energy Inter. Ger. Paranapanema

1.337

1.182 CEEE - Companhia Estadual de Energia Elétrica

1.506

1.069

Tractebel Energia S. A.

2.320

2.438 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica -

CCEE

2.749

3.567

Contratos por Disponibilidade/Quantidade

38.837

18.607 Outros fornecedores de compra de energia

27.387

20.007

Materiais e serviços

31.568

91.258

Total

153.993

184.662

Circulante

149.103


4.890

4.771

A Companhia possui transações de fornecimento de energia com partes relacionadas, vide Nota 22.

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Notas Explicativas


49

17. Empréstimos e financiamentos

As principais informações a respeito dos empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira e nacional são:

31/03/2012

31/12/2011

Principal

Principal

Encargos

Circulante

Não circulante

Encargos

Circulante

Não circulante

Moeda estrangeira

União Federal - Bônus de Capitalização (i) 24

253

380 11

261

391

União Federal - Bônus de Desconto (i) 16

-

2.080 7

-

2.141 União Federal - Bônus de Conversão da Dívida (i) 1

142

- 1

146

-

União Federal - Bônus ao Par (i) 85

-

2.980 40

-

3.067 Banco Europeu de Investimentos (ii) 802

15.184

- 661

15.632

-

Total moeda estrangeira 928

15.579

5.440 720

16.039

5.599

Moeda nacional

Eletrobras (iii) 16

14.726

79.779 17

15.647

83.477

União Federal - Lei 8.727 (Caixa Econômica Federal) (iv) 5

266

294 5

259

362 União Federal - Lei 8.727 (Eletribrás) (iv) 164

9.553

10.566 183

9.308

13.040

Banco do Brasil (BB Fat Fomentar) 16

5.123

4.696

18

5.048

5.889

Banco do Nordeste – FNE (v) 293

29.655

125.999 299

30.369

132.179 BNDES Finem 2007 (Sindicalizado) (vi) 555

49.106

85.935 605

49.105

98.212

BNDES PEC (vii) 113

23.278

- 147

27.936

2.327

Total moeda nacional 1.162

131.707

307.269 1.274

137.672

335.486

Custos de transação -

(363)

(386) -

(364)

(476)

Total moeda nacional líquido dos custos de transação 1.162

131.344

306.883 1.274

137.308

335.010

Total sem efeito do Swap 2.090

146.923

312.323 1.994

153.347

340.609

Resultado das operações de Swap -

11.798

- -

10.819

-

Total de empréstimos e financiamentos 2.090

158.721

312.323 1.994

164.166

340.609

Início

Vencimento

Tipo de Amortização

Garantias

Encargos Financeiros

Moeda estrangeira União Federal - Bônus de Capitalização (i)

15/08/1997

10/04/2014

Semestral

Recebíveis e Conta Reserva

USD + 8,2% a.a. União Federal - Bônus de Desconto (i)

15/08/1997

11/04/2024

Ao Final


USD + Libor + 1,0125% a.a.

União Federal - Bônus de Conversão da Dívida (i)

15/08/1997

12/04/2012

Semestral


USD + Libor + 1,075% a.a. União Federal - Bônus ao Par (i)

15/08/1997

11/04/2024

Ao Final


USD + 6,2% a.a.

Banco Europeu de Investimentos (ii)

28/05/2002

15/06/2012

Anual

Fiança Bancária

USD + 5,49% a.a.

Moeda nacional

Eletrobras (iii)

03/03/2000

30/09/2023

Mensal

Recebíveis e Nota Promissória

6,95% a.a. União Federal - Lei 8.727 (Caixa Econômica Federal) (iv) 30/06/1994

01/03/2014

Mensal

Recebíveis

TR + 10,028% a.a.

União Federal - Lei 8.727 (Eletrobras) (iv)

30/06/1994

01/03/2014

Mensal

Recebíveis

IGPM + 10,028% a.a. Banco do Brasil (BB Fat Fomentar)

23/01/2007

18/02/2014

Mensal

Fiança Bancária

TJLP + 4,5% a.a.

Banco do Nordeste - FNE (v)

29/12/2004

15/03/2019

Mensal

Fiança Bancária e Conta Reserva

10% a.a. BNDES Finem 2007 (Sindicalizado) (vi)

28/04/2008

15/12/2014

Mensal


TJLP + 3,7% a.a.

BNDES PEC (vii)

15/01/2010

15/01/2013

Mensal

-

TJLP + 5,5% a.a.

(i) União Federal (Agente financeiro: Banco do Brasil) - dívida de médio e longo prazo (DMLPs) – Confissão de dívida a União Federal em 15 de agosto

de 1997. O contrato está dividido em 7 (sete) subcréditos (três deles já liquidados), remunerados a base de variação cambial (dólares norte-americanos).

(ii) Banco Europeu de Investimentos - BEI - Financiamento para o plano de investimentos 2001/2002 da Companhia, contratado em 28 de maio de 2002

conforme Acordo de Cooperação Decreto-Lei nº 1609/95. A operação possui swap para 98,80% do CDI. (iii) Eletrobras - Empréstimo contratado para cobertura financeira dos custos diretos das obras do programa de eletrificação rural, que integra o programa

de universalização do acesso e uso de energia elétrica - Luz para Todos, do Ministério das Minas e Energia - MME, com recursos originários da RGR e CDE.

(iv) União Federal - Lei 8.727- Cessão de crédito, que fez a Eletrobras e a Caixa Econômica Federal à União Federal. (v) Banco do Nordeste do Brasil - Programa de incentivo as fontes alternativas de energia (Proinfra) - A Companhia celebrou contrato com o Banco do

Nordeste do Brasil para o financiamento de inversões fixas, através de recursos do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (FNE)/Proinfa.

(vi) BNDES FINEM: Financiamento para o plano de investimento 2007/2009 da Companhia contratado em 28 de abril de 2008, no montante total de

R$ 330.000, junto ao sindicato liderado pelo Unibanco, com repasse de recursos do BNDES. A Companhia captou 74% do total do contrato. (vii) BNDES PEC: Empréstimo captado devido à necessidade de capital de giro da Companhia.

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Notas Explicativas


50

17. Empréstimos e financiamentos--Continuação Nas operações de empréstimo junto ao Banco Europeu de Investimentos - BEI e ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, contratados em 2002 e 2008, a Companhia comprometeu-se a cumprir as seguintes obrigações, durante a vigência dos contratos, as quais foram adequadamente atendidas em 31 de março de 2012:

Obrigações especiais financeiras

Banco

Índice

Dívida (com swap e fornecedores)/ativo total (máximo)

BEI

0,7 LAJIDA/encargos da dívida (mínimo)

BEI

3,0

Endividamento financeiro líquido/LAJIDA (máximo)

BNDES/FINEM

3,5 Endividamento financeiro líquido/Endividamento financeiro líquido + Patrimônio líquido (máximo) BNDES/FINEM 0,6

O principal dos empréstimos e financiamentos registrados no passivo não circulante, excluindo os efeitos das operações de swap e dos custos de transação, tem sua curva de amortização distribuída da seguinte forma:

31/03/2012

31/12/2011

2013 85.980

114.215

2014 116.524

116.518 2015 20.889

20.889

2016 20.616

20.616 2017 19.798

19.798

Após 2017 48.902

49.049

312.709

341.085

Composição dos empréstimos e financiamentos por tipo de moeda e indexador (sem os efeitos das operações de swap contratados e dos custos de transação):

Moeda (equivalente em R$) / Indexador 31/03/2012 % 31/12/2011 %

Moeda estrangeira

Dólares norte-americano 21.947 100,00 22.358 100,00

Moeda nacional

IGP-M 20.283 4,61 22.531 4,75

TJLP 168.823 38,36 189.287 39,90 CDI - - - - RGR 94.521 21,48 99.141 20,90 TR 564 0,13 626 0,13 R$ Fixo 155.947 35,43 162.847 34,32

440.138 100,00 474.432 100,00

Total moeda nacional 462.085

496.790

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Notas Explicativas


51

17. Empréstimos e financiamentos--Continuação A Companhia mantém contrato de swap para o empréstimo em moeda estrangeira do BEI, trocando a remuneração desse contrato para taxa pós-fixada de 98,80% do CDI. Quanto aos contratos de DMLP - dívida de médio e longo prazo, com variação em moeda estrangeira contratado com a União Federal, tendo o Banco do Brasil S.A. como agente financeiro, não está vinculado a contratos de swap. Apesar da exposição cambial deste contrato de DMLP, o percentual de exposição cambial está dentro do limite estipulado na política de riscos financeiros da Companhia, representando apenas 1,26% da dívida total, na posição de 31 de março de 2012.

Variação das moedas/indexadores da dívida acumulados no trimestre até a posição de 31 de março de 2012 e 31 de dezembro de 2011, respectivamente:

Moeda / Indexador 31/03/2012

31/12/2011

Dólar norte-americano 11,87%

12,58%

INPC 1,08%

6,08%

IPCA 1,22%

6,50%

IGP-M 0,62%

5,10%

TJLP 1,47%

6,00%

CDI 11,39%

11,64%

TR 0,19%

1,21%

Libor

0,76%

0,47%

Mutação de empréstimos e financiamentos sem os efeitos dos custos de transação:

Moeda Nacional

Moeda Estrangeira



Em dezembro de 2010

135.811

388.809

26.690

29.402

Captações

4.155

79.416

-

- Encargos provisionados

42.730

-

1.552

-

Encargos pagos

(42.410)

-

(10.065)

- Variação monetária e cambial

-

2.327

-

1.739

Transferências

135.066

(135.066)

26.408

(26.408) Resultado Swap

-

-

1.771

866

Amortizações

(136.406)

-

(18.778)

-

Em dezembro de 2011

138.946

335.486

27.578

5.599

Captações

-

-

-

- Encargos provisionados

9.281

-

216

-

Encargos pagos

(9.395)

-

-

- Variação monetária e cambial

-

170

-

(626)

Transferências

28.387

(28.387)

(467)

467 Resultado Swap

-

-

978

-

Amortizações

(34.350)

-

-

-

Em março de 2012

132.869

307.269

28.305

5.440

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Notas Explicativas


52

18. Debêntures

31/03/2012

31/12/2011

Principal

Principal

Encargos

Circulante

Não circulante

Encargos

Circulante

Não circulante

2ª Série 2ª Emissão 9.439

59.683

119.366

5.985

58.937

117.875

1ª Série 3ª Emissão 5.399

-

104.000

2.517

-

104.000 2ª Série 3ª Emissão 9.313

-

303.385

4.124

-

299.580

(-) Custo de transação -

(1.348)

(2.585)

-

(1.423)

(2.918)

24.151

58.335

524.166

12.626

57.514

518.537

Mutação de debêntures com os efeitos dos custos de transação:

Circulante

Não circulante

Em dezembro de 2010

99.331

164.071

Captação

-

400.000 Correção Monetária

-

14.307

Amortizações

(90.500)

- Transferências

58.938

(58.938)

Encargos provisionados

25.872

- Encargos Pagos

(23.675)

-

Custo de Transação

(494)

(1.894) Transferência custo de transação

(991)

991

Apropriação custo de transação

1.659

-

Em dezembro de 2011

70.140

518.537

Captação

-

- Correção Monetária

-

6.043

Amortizações

-

- Transferências

747

(747)

Encargos provisionados

11.524

- Encargos Pagos

-

-

Transferência custo de transação

(333)

333 Apropriação custo de transação

408

-

Em março de 2012

82.486

524.166

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Notas Explicativas


53

18. Debêntures--Continuação Características das emissões:

Características

1ª Série

2ª Série

Conversibilidade

Debêntures simples, não conversíveis em ações


Espécie

Quirografária

Quirografária Tipo e forma

Nominativas e escriturais, sem emissão

de cautelas ou certificados Nominativas e escriturais, sem emissão

de cautelas ou certificados Quantidade de títulos

9.050 debêntures simples


Valor nominal

R$ 10.000,00

R$ 10.000,00 Data de emissão

15 de julho de 2009

15 de julho de 2009

Vencimento inicial

15 de julho de 2011

15 de julho de 2012 Vencimento final

15 de julho de 2011

15 de julho de 2014

Atualização monetária

Sem atualização

IPCA Repactuação

Não haverá

Não haverá

Remuneração

CDI+0,95%aa

7,5%aa Exigibilidade de juros

Semestral

Anual

Amortizações

Parcela única

Em três parcelas anuais Data das amortizações

2011

2012, 2013 e 2014

Características

1ª Série

2ª Série

Conversibilidade



Espécie

Quirografária

Quirografária

Tipo e forma

Nominativas e escriturais, sem emissão de cautelas ou certificados

Nominativas e escriturais, sem emissão de cautelas ou certificados

Quantidade de títulos


29.600 debêntures simples Valor nominal

R$ 10.000,00

R$ 10.000,00

Data de emissão

15 de outubro de 2011

15 de outubro de 2011 Vencimento inicial



Vencimento final


15 de outubro de 2018 Atualização monetária Sem atualização IPCA Repactuação Não haverá Não haverá Remuneração CDI+0,97%aa 6,85%aa Exigibilidade de juros Semestral Anual Amortizações Em duas parcelas Anuais Em três parcelas anuais Data das amortizações

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Notas Explicativas


54

18. Debêntures--Continuação 2ª Emissão A emissão foi realizada em 15 de julho de 2009, com 24.500 (vinte e quatro mil e quinhentas) debêntures simples, não conversíveis em ações, nominativas e escriturais, da espécie quirografária, em duas séries, com valor nominal unitário de R$ 10 na data de emissão, no montante total de R$ 245.000, colocadas através de oferta pública de distribuição.

A primeira série foi emitida com 9.050 (nove mil e cinquenta) debêntures, sem correção monetária, com remuneração em CDI mais 0,95% a.a., exigíveis semestralmente e amortização única ao final do segundo ano, realizada em 15 de julho de 2011.

A segunda série foi emitida com 15.450 (quinze mil quatrocentos e cinquenta) debêntures, com correção monetária pela variação do IPCA, com remuneração de 7,5% a.a., exigíveis anualmente e amortizadas em 03 (três) parcelas anuais em 15 de julho de 2012, 15 de julho de 2013 e 15 de julho de 2014.

De acordo com a escritura de emissão das debêntures, a Companhia está sujeita à manutenção de determinados índices financeiros, calculados trimestralmente, com base em suas Informações trimestrais. Até 31 de março de 2012, a Companhia vem cumprindo com a manutenção dos referidos índices, na avaliação de sua Administração. 3ª Emissão

A 3ª emissão de debêntures foi realizada em 15 de outubro de 2011, com 40.000 (quarenta mil) debêntures simples, não conversíveis em ações, nominativas e escriturais, da espécie quirografária, em duas séries, com valor nominal unitário de R$ 10 na data de emissão, no montante total de R$ 400.000, colocadas através de oferta pública de distribuição.

A primeira série foi emitida com 10.400 (dez mil e quatrocentos) debêntures, sem correção monetária, com remuneração em CDI mais 0,97% a.a., exigíveis semestralmente e amortizadas em 02 (duas) parcelas anuais em 15 de outubro de 2015 e 2016.

A segunda série foi emitida com 29.600 (vinte e nove mil e seiscentos) debêntures, com correção monetária pela variação do IPCA, com remuneração de 6,85% a.a., exigíveis anualmente e amortizadas em 03 (três) parcelas anuais em 15 de outubro de 2016, 2017 e 2018.

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Notas Explicativas


55

18. Debêntures--Continuação 3ª Emissão--Continuação De acordo com a escritura de emissão das debêntures, a Companhia está sujeita à manutenção de determinados índices financeiros, calculados trimestralmente, com base em suas Informações trimestrais. Em 31 de março de 2012 a Companhia cumpriu com a manutenção dos referidos índices, na avaliação de sua Administração.

Obrigações especiais financeiras

Índice

Dívida financeira líquida/EBITDA (máximo)

2,50 EBITDA/Despesa financeira líquida (mínimo)

2,75

Curva de amortização do longo prazo das debêntures:

2013

2014

2015

2016

Após 2016

Total

2ª série - 2ª emissão

59.683

59.683

-

-

-

119.366

1ª série - 3ª emissão

-

-

52.000

52.000

-

104.000 2ª série - 3ª emissão

-

-

-

101.118

202.267

303.385

(-) Custo de transação

(736)

(651)

(377)

(357)

(464)

(2.585)

Total a amortizar

58.947

59.032

51.623

152.761

201.803

524.166

19. Objetivos e políticas para a gestão de risco financeiro Considerações gerais A Companhia possui políticas de mitigação de riscos financeiros e adota estratégias operacionais e financeiras visando manter a liquidez, segurança e rentabilidade de seus ativos. Com essa finalidade, mantém sistemas gerenciais de controle e acompanhamento das suas transações financeiras e seus respectivos valores, com o objetivo de monitorar os riscos e taxas praticadas pelo mercado.

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Notas Explicativas


56

19. Objetivos e políticas para a gestão de risco financeiro--Continuação

Fatores de risco

A linha de negócio da Companhia está concentrada na distribuição de energia elétrica em toda a área de concessão do Estado do Ceará. Dentro da sua estratégia, sintonizada com a gestão financeira de melhores práticas para minimização de riscos financeiros, e observando os aspectos regulatórios, a Companhia identifica os seguintes fatores de riscos que podem afetar seus negócios:

a) Risco de taxa de câmbio

Esse risco decorre da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de câmbio, que aumentem as despesas financeiras e os saldos de passivo de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira captados no mercado. Em 31 de março de 2012, a companhia mantinha apenas 2,05% da sua dívida indexada em moeda estrangeira. Desse total, apenas 0,56% está exposta à variação cambial. A Companhia visando a assegurar que oscilações significativas nas cotações das moedas a que está sujeito seu passivo em moeda estrangeira não afetem seu resultado e fluxo de caixa, possui em 31 de março de 2012, uma operação de swap cambial, com fim único de proteção de parte da dívida indexada em moeda estrangeira, o que corresponde a 72,80% do total da dívida em moeda estrangeira, ou 1,50% da dívida total da companhia. Os ajustes a débito e a crédito dessas operações estão registrados na demonstração do resultado. Em 31 de março de 2012 a Companhia apurou um resultado negativo não realizado na operação de swap cambial no montante de R$ 11.798.

A tabela abaixo apresenta os valores contábeis dos passivos em moeda estrangeira que não estão protegidos por instrumentos de swap cambial:

Passivo

31/03/2012 31/12/2011

Dólares norte-americano

5.961 6.065

Em seguida, um quadro de análise de sensibilidade dos impactos no resultado da Companhia caso a variação da taxa de câmbio do 1º trimestre de 2012 fosse igual à esperada para o 4º trimestre do mesmo ano, segundo projeções baseadas na curva futura de dólar da BM&F:

Efeitos

31/03/2012

Aumento/redução em pontos base

No resultado

No patrimônio líquido

Dólares norte-americano

2,03%

(121)

(121)

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Notas Explicativas


57


Fatores de risco--Continuação b) Risco de crédito

Esse risco surge da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Esse risco é avaliado como baixo, considerando a pulverização do número de clientes e o comportamento estatístico dos níveis de arrecadação. Adicionalmente, a Companhia tem o direito de interromper o fornecimento de energia caso o cliente deixe de realizar o pagamento de suas faturas, dentro de parâmetros e prazos definidos pela legislação e regulamentação específicas. A provisão para créditos de liquidação duvidosa é estabelecida em montante julgado suficiente, pela Administração da Companhia, para cobrir prováveis riscos de realização das contas a receber.

c) Risco de escassez de energia Corresponde ao risco de escassez na oferta de energia elétrica por parte das usinas hidroelétricas por eventuais atrasos do período chuvoso, associado ao crescimento de demanda acima do planejado, podendo ocasionar perdas para a Companhia em função do aumento de custos ou redução de receitas com a adoção de um novo programa de racionamento, como o verificado em 2001. No entanto, considerando os níveis atuais dos reservatórios e as simulações efetuadas, o Operador Nacional de Sistema Elétrico - ONS não prevê para os próximos anos um novo programa de racionamento.

d) Risco de vencimento antecipado A Companhia possui contratos de empréstimos e financiamentos com cláusulas restritivas que, em geral, requerem a manutenção de índices econômico-financeiros em determinados níveis (“covenants” financeiros). O descumprimento dessas restrições pode implicar em vencimento antecipado da dívida. Essas restrições são monitoradas adequadamente e não limitam a capacidade de condução normal das operações. Atualmente, o índice de endividamento da Companhia está em patamares abaixo do limite estipulado pelos “covenants” financeiros.

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Notas Explicativas


58


Fatores de risco--Continuação

e) Gestão do risco de capital

A Companhia administra seu capital, para assegurar as suas atividades normais, ao mesmo tempo em que maximizam o retorno a todas as partes interessadas ou envolvidas em suas operações, por meio da otimização do saldo das dívidas e do patrimônio. A estrutura de capital da Companhia é formada pelo endividamento líquido (empréstimos e debêntures detalhados nas Notas 17 e 18, deduzidos pelo caixa e equivalentes de caixa e aplicações financeiras detalhadas as Notas 4 e 5, e pelo patrimônio líquido da Companhia (que inclui capital emitido, reservas e lucros acumulados conforme apresentado na Nota 26).

31/03/2012 31/12/2011

Dívida (i)

1.079.786 1.095.446

Caixa e equivalente de caixa + Aplicações financeiras

(389.679) (328.200)

Dívida líquida (a)

690.107 767.246

Patrimônio líquido (b)

1.591.141 1.471.022

Índice de endividamento líquido (a/[a+b]) 30% 34%

(i) A dívida é representada pelo saldo total dos empréstimos, financiamentos e debêntures,

incluindo as parcelas do passivo circulante e não circulante, vide maiores detalhes nas Notas 17 e 18.

(ii) O patrimônio líquido inclui todo o capital e as reservas da Companhia, gerenciados como capital.

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Notas Explicativas


59


Fatores de risco--Continuação f) Risco de encargos de dívida

Este risco é oriundo da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros ou outros indexadores de dívida, como por exemplo, indicadores de inflação, que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no mercado. A Companhia não tem pactuado contratos de derivativos para fazer “swap” contra este risco, entretanto monitora as taxas de juros de mercado com o objetivo de avaliar a eventual necessidade de contratação de derivativos para se proteger contra o risco de volatilidade dessas taxas. Para minimizar esse risco, a Companhia prioriza a contratação de empréstimos com taxas pré-fixadas (BNB e Eletrobras) e atrelados a outros índices menos voláteis às oscilações do mercado financeiro, como a TJLP (BNDES). A tabela abaixo demonstra a análise de sensibilidade dos impactos no resultado da Companhia caso as variações nas taxas de juros e índices de inflação do 4º trimestre de 2011 fosse igual à esperada para 1ª trimestre do mesmo ano, segundo projeções baseadas na curva futura da BM&F:

Efeitos

31/03/2012

Aumento/redução em pontos base

No resultado

No patrimônio líquido

Passivos financeiros CDI

0,53%

668

668 Libor (6 meses)

0,76%

-

-

TJLP

0,00%

-

- IPCA

(0,09%)

13

13

IGPM

0,38%

(2)

(2) TR 0,00% - -

Total 679 679

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Notas Explicativas


60


Fatores de risco--Continuação g) Risco de liquidez

A liquidez da Companhia é gerida através do monitoramento dos fluxos de caixa previstos e realizados com o objetivo de se precaver das possíveis necessidades de caixa no curto prazo. Com o intuito de assegurar a capacidade dos pagamentos de suas obrigações de maneira conservadora, a gestão de aplicações financeiras tem foco em instrumentos de curtíssimos prazos, prioritariamente com vencimentos diários, de modo a promover máxima liquidez.

As tabelas abaixo apresentam informações sobre os vencimentos futuros dos empréstimos, financiamentos e debêntures da Companhia que estão sendo considerados nos fluxo de caixa projetado. As informações refletidas na tabela abaixo incluem os fluxos de caixa de juros e do principal:

Menos de um mês

De um a três meses

De três meses a um ano

De um a cinco anos

Mais de cinco anos

Total


Empréstimos e Financiamentos Pré-fixados

5.009

9.933

45.734

179.321

66.730

306.727

Empréstimos e Financiamentos Pós-fixados

9.589

34.049

74.153

111.146

7.840

236.777

Debêntures 5.883

-

99.627

472.136

229.528

807.174

20.481

43.982

219.514

762.603

304.098

1.350.678

31 de dezembro de 2011 Empréstimos e Financiamentos Pré-

fixados

5.080

11.011

47.124

186.874

72.729

322.818 Empréstimos e Financiamentos Pós-

fixados

9.337

18.304

97.285

132.181

8.620

265.727 Debêntures -

-

104.342

468.173

226.951

799.466

14.417

29.315

248.751

787.228

308.300

1.388.011

Em seguida, as tabelas apresentam os valores previstos para os próximos vencimentos dos instrumentos de hedge que também estão contemplados nos fluxos de caixa da Companhia:

De três meses a

um ano


"Swaps" de moeda 10.961

10.961


"Swaps" de moeda 11.916

11.916

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Notas Explicativas


61


Fatores de risco--Continuação g) Risco de liquidez--Continuação

Para se precaver de qualquer necessidade emergencial de caixa, a Companhia utiliza como opção de curto prazo a conta garantida que tem contratada. Abaixo segue tabela referente à posição em 31 de março de 2012 e 31 de dezembro de 2011 quanto à utilização da conta:

Conta garantida 31/03/2012 31/12/2011

Contratada 100.000 100.000

Utilizada - -

Valorização dos instrumentos financeiros O método de mensuração utilizado para cálculo do valor de mercado dos instrumentos financeiros foi o fluxo de caixa descontado, considerando expectativas de liquidação desses ativos e passivos e taxas de mercado vigentes e respeitando as particularidades de cada instrumento na data do balanço:

31/03/2012

31/12/2011

Categoria

Nível

Contábil

Valor justo

Contábil

Valor justo

Ativo

(Reapresentado)

(Reapresentado)

Reapresentado

Reapresentado

Caixa e equivalente de caixa Valor justo por meio de resultado

2

178.451

178.451

91.490

91.490

Aplicações financeiras Valor justo por meio de resultado

2

211.228

211.228

236.710

236.710

Cauções e depósitos vinculados Empréstimos e recebíveis

2

79.635

79.635

74.666

74.666 Consumidores, concessionários e

permissionários Empréstimos e recebíveis

2

456.389

456.389

441.706

441.706

Ativo indenizável (concessão) Empréstimos e recebíveis

2

192.526

192.526

203.980

203.981

Passivo Empréstimos e financiamentos em moeda

nacional Outros passivos financeiros

2

439.389

440.384

473.592

474.471

Debêntures em moeda nacional Outros passivos financeiros

2

606.652

593.343

588.677

593.343 Empréstimos, financiamentos em moeda

estrangeira Outros passivos financeiros

2

21.947

21.224

22.358

22.266

Instrumentos financeiros derivativos Outros passivos financeiros

2

11.798

11.798

10.819

10.820

Fornecedores Empréstimos e recebíveis

2

153.993

153.993

184.662

184.662

As aplicações financeiras registradas nas informações trimestrais aproximam-se dos valores de mercado, pois são efetuadas a juros pós-fixados e apresentam liquidez imediata.

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Notas Explicativas


62


Valor justo hierárquico Existem três tipos de níveis para classificação do Valor Justo referente a instrumentos financeiros, a hierarquia que fornece prioridade para preços cotados não ajustados em mercado ativo referente a ativo ou passivo financeiro. A classificação dos Níveis Hierárquicos pode ser apresentada conforme exposto abaixo: ► Nível 1 - Dados provenientes de mercado ativo (preço cotado não ajustado)

de forma que seja possível acessar diariamente inclusive na data da mensuração do valor justo.

► Nível 2 - Dados diferentes dos provenientes de mercado ativo (preço cotado

não ajustado) incluídos no Nível 1, extraído de modelo de precificação baseado em dados observáveis de mercado.

► Nível 3 - Dados extraídos de modelo de precificação baseado em dados não

observáveis de mercado. Os valores da curva e de mercado do instrumento derivativo (swap) de 31 de março de 2012 são como segue:

Derivativo

Valor da curva

Valor de mercado (contábil)

Diferença

Swap Santander Brasil S.A.

(11.916)

(11.798)

118

A estimativa do valor de mercado das operações de swaps foi elaborada baseando-se no modelo de fluxos futuros a valor presente, descontados a taxas de mercado apresentadas pela BM&F na posição de 31 de março de 2012. A Companhia possui instrumentos derivativos com objetivo exclusivo de proteção econômica e financeira contra a variação cambial utilizando, em 31 de março de 2012, apenas swap dólar para CDI, não possuindo derivativos exóticos ou outras modalidades.

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Notas Explicativas


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Valor justo hierárquico--Continuação As operações de swap são contratadas apenas como proteção do endividamento em moeda estrangeira, de forma que os ganhos e perdas dessas operações decorrentes da variação cambial sejam compensados pelos ganhos e perdas equivalentes das dívidas em moeda estrangeira. Em 31 de março de 2012, a Companhia detinha operações de swap, conforme demonstrado abaixo:

Valores de Referência

Moeda Estrangeira

Moeda Local

Descrição

Data dos

Data de Contratos de swaps

Contraparte

contratos

vencimento

Posição

31/03/2012

31/12/2011

31/03/2012

31/12/2011

USD 6.589

USD 6.589

R$ 15.053

R$ 15.053

Dólar + 5,49% a.a.

Valor

ABN AMRO

16/06/06

15/06/12

98,8% do CDI

Descrição

Valor Justo

Efeito Acumulado até 31/03/2012

Efeito Acumulado até 31/12/2011

Contratos de swaps

Contraparte

31/03/2012

31/12/2011

Valor a receber/ recebido

Valor a pagar/ pago

Valor a receber/ recebido

Valor a pagar/ pago

(+) Ativo

R$ 15.986

R$ 16.293

-

-

-

- (-) Passivo

ABN AMRO

R$ 27.784

R$ 27.112

-

-

-

-

(=) Ajuste

(R$ 11.798)

(R$ 10.819)

-

(R$ 11.798)

-

(R$ 10.819)

Todas as atividades com derivativos para fins de gestão de risco são realizadas por equipes especializadas com as habilidades, experiência e supervisão apropriadas. É política da Companhia não participar de quaisquer negociações de derivativos para fins especulativos. Análise de sensibilidade suplementar sobre instrumentos financeiros, conforme Instrução CVM nº 475, de dezembro de 2008 Essas análises têm por objetivo ilustrar a sensibilidade a mudanças em variáveis de mercado nos instrumentos financeiros da Companhia. A Administração da Companhia revisa regularmente essas estimativas e premissas utilizadas nos cálculos. Não obstante, a liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores diferentes dos estimados devido à subjetividade inerente ao processo utilizado na preparação dessas análises.

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Notas Explicativas


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Análise de sensibilidade suplementar sobre instrumentos financeiros, conforme Instrução CVM nº 475, de dezembro de 2008--Continuação Vide abaixo análise de sensibilidade nas dívidas da Companhia estabelecida com o uso de cenários e projeções em relação a eventos futuros:

Indexador do contrato

31/03/2012

Cenário + 25%

Cenário + 50%

IPCA

41.921

46.262

50.553 CDI

18.542

22.536

26.447

TJLP

16.146

18.452

20.730 FIXO

16.772

16.772

16.772

IGPM

2.720

2.904

3.088 Dólares norte-americano

1.257

2.604

3.724

TR

61

61

61

Total

97.419

109.591

121.375

Em seguida, apresenta-se a análise de sensibilidade estabelecida com o uso de cenários e projeções em relação a eventos futuros relativa ao comportamento do swap cambial da Companhia:

Indexador do contrato

31/03/2012

Cenário + 25%

Cenário + 50%

Dívida BEI

1.475

3.003

4.273

Swap Ponta Ativa

(1.475)

(3.003)

(4.273)

Swap Ponta Passiva

1.128

1.395

1.656

Total

1.128

1.395

1.656

Conforme demonstrado acima, a variação do dólar sobre a parcela da dívida coberta pelo swap é compensada pela variação oposta sofrida por sua ponta ativa. Essa parcela da dívida troca de indexação, passando a sofrer a variação do CDI, em reais, e a correr riscos de aumento de encargos, porém reduzindo sua exposição cambial.

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Notas Explicativas


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20. Tributos a pagar

31/03/2012

31/12/2011

Circulante Não

circulante Total

Circulante Não

circulante Total

ICMS

70.200

70.200

89.148

-

89.148

REFIS - Parcelamento ICMS

3.831

1.547

5.378

3.830

2.474

6.304

REFIS IV - Federal (Previdenciário)

1.681

19.466

21.147

1.650

19.530

21.180 CSLL

3.699

-

3.699

-

-

-

IRPJ

2.940

-

2.940

-

-

- PIS

3.316

-

3.316

2.890

-

2.890

COFINS

15.268

-

15.268

13.307

-

13.307 ISS 2.497 - 2.497 3.031 - 3.031 PIS/COFINS/IRRF/CSRF (Retidos na

Fonte) 1.189 - 1.189 1.914 - 1.914 Outros tributos e contribuições 3.275 - 3.275 7.538 - 7.538

Total 107.896 21.013 128.909 123.308 22.004 145.312

Em 30 de novembro de 2009, a Companhia apresentou na forma determinada pela Receita Federal do Brasil (meio eletrônico; e-CAC), a sua opção pelo parcelamento de débitos instituído pela Lei nº 11.941/2009 (“REFIS IV”), tendo o seu requerimento de adesão sido realizado na modalidade “Débitos Administrados pela RFB - Parcelamento de Dívidas Não Parceladas Anteriormente - Previdenciários” e sendo providenciado o pagamento da 1ª parcela emitida de forma automática pelo sistema da RFB na mesma data. Os valores inclusos no “REFIS IV” são débitos referentes a lançamentos previdenciários controlados nos Autos de Infração n°s 35.863.572-1, 35.863.573-0 e nas NFLDs n°s 35.784.931-0, 35.784.934-5, 35.784.936-1, 35.784.937-0, 35.784.939-6, 35.784.940-0, 35.784.943-4, 35.784.944-2, 35.784.947-7, 35.784.949-3, 35.784.950-7, 35.784.933-7, 35.784.935-3, 35.784.938-8, 35.784.941-8, 35.784.942-6, 35.784.945-0, 35.784.948-5, bem como os valores espontaneamente confessados pela Companhia a título de “Contribuição ao INCRA” das competências de fevereiro/2005 a outubro/2008. O montante total da dívida desses processos administrativos e débito espontaneamente confessado, incluídos no “REFIS IV”, perfaziam originalmente o valor de R$ 33.129. Ao se aplicar o prazo decadencial do lançamento de contribuições previdenciárias (Súmula Vinculante do STF n° 08 c/c art. 103-A da Constituição Federal de 1988, arts. 100, I e 150, §4° do CTN e Parecer Normativo PGFN/CAT n° 1.617/2008), esse montante total foi reduzido para R$ 24.237, sendo composto pelo principal de R$ 10.727, multas de R$ 2.633 e juros de R$ 10.877.

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Notas Explicativas


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20. Tributos a pagar--Continuação

Em sequência, com o aproveitamento dos benefícios do “REFIS IV” para a modalidade de “pagamento em 30 (trinta) parcelas”, o montante total da dívida sofreu as reduções determinadas na Lei n° 11.941/2009 e passou a ser de R$17.566, sendo de principal R$ 10.727, multas de R$ 313 e juros de R$ 6.526. Esses valores foram posteriormente ajustados em virtude de decisões exaradas na via administrativa, compondo o total de R$ 17.436, sendo de principal R$ 10.702, multas de R$ 312 e juros de R$ 6.421. As parcelas mensais do “REFIS IV” são contadas desde 30/11/2009, vencendo a cada último dia útil do mês-calendário e sofrem correção pela Taxa SELIC acumulada desde novembro/2009, conforme dispositivo legal. Ressalte-se que, conforme permissivo da Lei n° 11.941/2009 e Portaria Conjunta PGFN/RFB nº 02/2011, com a efetiva consolidação do parcelamento pela Receita Federal do Brasil, a Companhia pode optar por efetuar a antecipação total do saldo do valor parcelado, aplicando-lhe os benefícios adicionais da modalidade de pagamento “à vista” ou ainda optar pelo parcelamento em um prazo maior, tendo como opções as modalidades de 60, 120 e 180 meses. Corrigindo tal saldo pela Selic acumulada desde novembro de 2009, o que implicaria em adicional redução do montante total da dívida. Em virtude desse permissivo legal, em 30 de junho de 2011, a Companhia efetivou a consolidação do REFIS e optou pela modalidade de pagamento do débito em 180 meses, dado as condições financeiras do parcelamento. Em decorrência dessa opção, o valor consolidado total passou de R$ 17.436 para R$ 19.817. O saldo do parcelamento em 31 de março de 2012 era de R$ 21.147, sendo R$ 1.681 registrados no passivo circulante e R$ 19.466 no não circulante. Por fim, as regras jurídicas originadas da Lei n° 11.941/2009 impõem como condição essencial para a manutenção das condições de pagamento benéficas previstas no “REFIS IV”, somente o pagamento regular das parcelas do próprio parcelamento, permitindo-se máximo atraso de duas parcelas vencidas no seu curso ou de uma parcela vencida quando pagas todas as demais, sendo que não há conhecimento de qualquer risco iminente associado à perda desse regime especial de pagamento.

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Notas Explicativas


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20. Tributos a pagar--Continuação

Em 31 de dezembro de 2009 a concessionária protocolou junto à Secretaria da Fazenda Estadual o seu “pedido de opção” pelo “REFIS do Ceará - 2009” de acordo com a Lei nº 14.505 de 18 de Novembro de 2009, conforme protocolo nº 096.40951-7 e Termo de Concessão nº 197588. O montante da dívida incluída no REFIS-CE foi de R$ 57.121, sendo de principal R$ 13.933, multa de R$ 12.807 e juros de R$ 30.381, proveniente de débitos fiscais junto a Secretaria da Fazenda do Estado do Ceara - SEFAZ. Com a anistia, o montante total da dívida passou a ser de R$ 14.048, sendo de principal R$ 13.933, multa de R$ 48 e juros de R$ 67. Foi realizado o pagamento à vista no valor de R$ 138, referente ao pedido de pagamento parcial dos Autos de Infração nºs 2006.25711-6 e 2005.21894-3 conforme protocolo nº 096.40951-7. Para os demais valores foi concedido o parcelamento através do Termo de Concessão nº 197588 a ser amortizado em 45 parcelas mensais e sucessivas com os devidos acréscimos previstos na referida lei e com vencimento da primeira parcela em 30 de dezembro de 2009 e as demais a cada 30 dias devidamente corrigidas pelo IPCA - Índice de Preço ao Consumidor. Desses R$ 14.048, R$ 11.056 é matéria de crédito conforme Nota 8.

21. Taxas regulamentares

31/03/2012 31/12/2011

Conta consumo de combustível

9.157

9.157

Reserva global de reversão

11.747

12.838 Conta de desenvolvimento energético

1.858

4.571

Taxa de fiscalização

380

380 Encargos emergenciais

2.468

2.469

Encargos ex-isolados RN 410 1.072 1.298

Total 26.682 30.713

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Notas Explicativas


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22. Partes relacionadas A Companhia mantém operações com partes relacionadas que pertencem ao mesmo grupo econômico, cujos montantes dos saldos, natureza, totais das transações e efeitos em 31 de março de 2012 e 31 de dezembro de 2011 estão demonstrados a seguir:

31/03/2012

31/12/2011

Empresas

Ref

Natureza da operação

Passivo circulante

Passivo não circulante

Despesa

Receita financeira

Intangível

Passivo circulante

Passivo não circulante

Despesa

Receita financeira

Intangível

Endesa Fortaleza - CGTF (a.1) Compra de energia 64.395

-

108.844

287

-

69.428 -

469.523

967

-

Endesa Cachoeira - CDSA (a.2) Compra de energia 384

-

867

-

-

453 -

3.801

-

-

Companhia de Interconexão Energética - CIEN

Encargo de uso

266

-

605

-

-

259

-

1.672

-

-

Fundação Coelce de Seguridade Social-FAELCE

(b.1) Confissão de dívida

11.580

20.834

-

-

11.418

23.946

-

Fundação Coelce de Seguridade Social-FAELCE

(b.2) Plano de pensão

843

-

1.501

-

49

852

-

5.404

-

664

77.468

20.834

111.817

287

49

82.410

23.946

480.400

967

664

(-) Dívida FAELCE

11.580

20.834

11.418

23.946 Parte relacionadas

65.888

-

70.992

-

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Notas Explicativas


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22. Partes relacionadas--Continuação As principais condições relacionadas às transações entre as partes relacionadas estão descritas a seguir: a) Compra de energia

a.1) Endesa Fortaleza - CGTF

Em 31 de agosto de 2001, a Companhia e a Endesa Fortaleza - CGTF celebraram contrato de compra e venda de energia elétrica de quantidade anual de energia equivalente a 2.690 GWh por período de 20 anos, iniciado a partir de 27 de dezembro de 2003. Atualmente as garantias deste contrato são: ► Instrumento de Remuneração Contratual por Prestação de Serviços de

Depositário Qualificado e Outras Avenças - firmado com o Banco Bradesco S.A., relativo à gestão de garantias por meio de vinculação de recebíveis tarifários (50% da garantia exigida) Contrato Bilateral assinado entre a Companhia e Endesa Fortaleza - CGTF; e

► Contrato de Prestação de Garantia Fidejussória - firmado com União

de Bancos Brasileiros S.A., relativo à fiança para complementação de garantia (50%) contratada em favor da Endesa Fortaleza - CGTF.

O contrato com a CGTF foi firmado conforme condições regulamentares e devidamente homologado pela ANEEL. O total dos gastos no exercício com este contrato montou, até 31 de março de 2012, em R$ 108.844 (R$ 469.523 em 2011).

a.2) Endesa Cachoeira - CDSA A Companhia participou do 2º Leilão para Compra de Energia Elétrica Proveniente de Empreendimentos de Geração Existentes (“2º LEILÃO”), no dia 2 de abril de 2005, promovido pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, conforme o edital de Leilão nº 001/2005, realizado nos termos da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, da Portaria MME nº 231, de 30 de setembro de 2004, da Resolução Normativa ANEEL nº 147, de 23 de fevereiro de 2005.

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Notas Explicativas


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22. Partes relacionadas--Continuação a) Compra de energia--Continuação

a.2) Endesa Cachoeira - CDSA--Continuação

O Leilão, citado acima, resultou em contrato de compra e venda de energia elétrica, entre as partes, com potência associada, tendo início o suprimento em 1 de janeiro de 2008 e término no dia 31 de dezembro de 2015, com energia assegurada de 4,039 MWMédios. Até 31 de março de 2012 esse contrato totalizou um montante de R$ 867 (R$ 3.801 em 2011) em gastos com energia elétrica.

b) Obrigações com Plano de Pensão

b.1) Contrato de dívida - FAELCE

A Companhia é patrocinadora do fundo de pensão administrado pela Fundação Coelce de Seguridade Social - FAELCE. Em 30 de junho de 1999 a Companhia celebrou com a FAELCE um contrato tendo por objeto a consolidação da dívida no valor de R$ 46.600, correspondendo os saldos devedores dos termos de compromisso firmados em 31 de dezembro de 1992, em 23 de maio de 1996 e em 31 de janeiro de 1997. Em 30 de junho de 2007 foi assinado um terceiro aditivo com o valor da dívida atualizada em R$ 62.200, conforme Resolução CGPC no 17/96 do Ministério da Previdência e Assistência Social, com prazo para pagamento total de 14 parcelas semestrais e sucessivas, iniciando em 31 de dezembro de 2007 e terminando em 30 de junho de 2014. Até 31 de março de 2012 a Companhia amortizou 9 parcelas, permanecendo um saldo devedor de R$ 28.950. Em garantia da operação, a Companhia cedeu à FAELCE os direitos creditórios que possui ou venha a possuir, representados pela arrecadação das contas de energia elétrica efetivamente realizadas. A FAELCE poderá sacar da conta corrente bancária da Companhia, até o montante das parcelas da dívida vencidas e não pagas, após 45 dias da verificação da inadimplência da Companhia, se lhe convier.

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Notas Explicativas


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22. Partes relacionadas--Continuação b) Obrigações com Plano de Pensão--Continuação

b.2) Plano de Pensão - FAELCE

A Companhia, como mantenedora da FAELCE, realiza repasses mensais destinados a manutenção financeira da FAELCE e aportes para reserva atuarial dos planos previdenciários dos funcionários da Companhia, classificados como “Beneficio Definido” e “Contribuição Definida”. O total de gastos em 31 de março de 2012 foi R$ 1.550 (R$ 6.732 em 2011) sendo R$ 1.501 (R$ 5.404 em 2011) como despesa operacional do resultado da Companhia e R$ 49 (R$ 664 em 2011) capitalizados ao ativo intangível. O saldo corresponde ao valor da contribuição da Companhia (patrocinadora) aos planos de pensão, vide Nota 29. A Endesa Cachoeira - CDSA, e a Endesa Fortaleza - CGTF são subsidiárias dos acionistas controladores. A FAELCE é administradora do Fundo de Pensão dos funcionários da Companhia. Na opinião da Administração, a Companhia não efetua transações com partes relacionadas em bases ou termos menos favoráveis do que aqueles que seriam praticados com terceiros. Remuneração da administração A remuneração total do conselho de administração e dos administradores da Companhia em 31 de março de 2012 é de R$ 1.837 (R$ 1.449 em 2011). A Companhia mantém ainda benefícios usuais de mercado para rescisões de contratos de trabalho.

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Notas Explicativas


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23. Programas de pesquisa, desenvolvimento e de eficiência energética Conforme Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, as concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica estão obrigadas a destinar, anualmente, um por cento (1%) de sua receita operacional líquida (definida nos termos da ANEEL) para os Programas de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico e de Eficiência Energética, distribuído de acordo com os percentuais determinados pela ANEEL. As resoluções ANEEL nº 316, de 13 de maio de 2008 e n° 300 de 12 de fevereiro de 2008 aprovam os Manuais do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento e de Eficiência Energética, versão 2008, que estabelecem as diretrizes e orientações na elaboração dos projetos de P&D e EE. As principais mudanças provenientes dos novos manuais são: a possibilidade de submissão de projetos a qualquer época do ano, tornando o processo contínuo; a ênfase na avaliação final dos projetos, aumentando assim a responsabilidade da concessionária na aplicação do investimento; a adoção de um plano de investimento e um plano de gestão dos programas, tendo recursos destinados para tal; além da abertura do programa de P&D para as demais etapas do ciclo de inovação (cabeça de série, lote pioneiro e inserção no mercado). A Companhia contabiliza as despesas referentes aos Programas de Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento conforme seu período de competência, permanecendo os valores registrados e corrigidos pela SELIC até a efetiva realização.

31/03/2012

31/12/2011



Programa de eficiência energética

14.339

6.756

16.604

4.083 Programa de pesquisa e desenvolvimento

12.465

8.685

12.465

7.400

Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - FNDCT

125

-

106

-

Ministério de Minas e Energia - MME

(311)

-

(321)

-

26.618

15.441

28.854

11.483

O saldo negativo de MME se refere a valores pagos a maior e que poderão ser compensados posteriormente.

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Notas Explicativas


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24. Provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas A Administração entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com os processos em andamento. Com base na opinião de seus consultores legais, foram provisionados todos os processos judiciais cuja probabilidade de perda foi estimada como provável para a Companhia, conforme demonstrado a seguir:

31/12/2011

31/03/2012

Saldo Acumulado

Adições / Reversões

Atualização Monetária

Pagamentos

Saldo Acumulado

Trabalhistas(a)

14.317

2.264

260

(283)

16.558 Cíveis (b)

51.668

1.357

818

(2.811)

51.032

Fiscais ( c )

4.319

-

100

-

4.419

Total 70.304

3.621

1.178

(3.094)

72.009

a) Riscos trabalhistas

As principais causas trabalhistas são relacionadas a indenização por acidentes (R$ 3.713), adicional de periculosidade (R$ 2.358), responsabilidade solidária (R$ 2.185), abono salarial (R$ 882), dano moral e material (R$ 886), verbas rescisórias (R$ 1.333) , reintegração (R$ 265), diferenças salariais (R$ 676) horas extras (R$ 122) e outros processos trabalhistas (R$ 4.138.

b) Riscos cíveis A situação jurídica da Companhia engloba processos de natureza cível, inclusive consumeirista, nos quais a Companhia é ré, sendo grande parte da provisão vinculada a processos relacionados a pedidos de indenização por acidentes com energia elétrica (R$ 18.480), ressarcimento por reajuste tarifário supostamente ilegal concedido através das Portarias do DNAEE nº 38 e 45, de 27 de janeiro e 4 de março de 1986 (R$ 7.294), multas regulatórias (R$ 5.626),ações de menor complexidade com trâmite nos juizados especiais (R$ 3.437). O restante do valor constante na provisão (R$ 16.195) subdivide-se em ações judiciais envolvendo pedido de indenização por danos causados em razão de oscilação na tensão do fornecimento de energia elétrica, suspensão do fornecimento, cobrança indevida de valores e outros de natureza consumeirista.

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Notas Explicativas


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24. Provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas--Continuação c) Riscos fiscais

A Companhia concluiu o pagamento de um parcelamento de COFINS junto à SRF em 2000, sendo que o parcelamento era em 80 parcelas e foi efetuado o pagamento de 6 parcelas a mais. Considerando o pagamento a maior, a Companhia efetuou a compensação desse suposto crédito com débitos de COFINS. Na análise do processo, ficou demonstrado que houve uma retificação do valor inicialmente declarado no pedido de compensação e que assim o valor total pago pela Companhia (nas 86 parcelas) correspondia à divida retificada. Dessa forma, a SRF entendeu que a compensação efetuada não procedia. O processo administrativo ainda está em curso, no qual a Companhia está alegando basicamente o desconhecimento da retificação do valor declarado e a decadência do excesso resultante da retificação. No entanto, diante dos fatos, a Companhia entendeu por bem alterar a probabilidade de perda para provável, em 31 de dezembro de 2011 o valor envolvido é de R$ 2.347. Contingências passivas com risco possível A Companhia possui ações de natureza tributária, cível e trabalhista, que não estão provisionadas, pois envolvem risco de perda classificado pela Administração e por seus advogados e consultores legais como possível. As contingências passivas estão assim representadas:

31/03/2012 31/12/2011

Trabalhistas (a)

7.686

5.728

Cíveis (b)

59.338

51.908 Fiscais (c)

209.044

206.951

Juizados especiais

5.403

5.014

281.471

269.601

(a) Riscos trabalhistas

As principais causas trabalhistas são relacionadas a pagamento de horas extras, reintegração, responsabilidade subsidiária e solidária, diferenças salariais, verbas rescisórias, dano moral e material, acidente de trabalho, etc.

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Notas Explicativas


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24. Provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas--Continuação

Contingências passivas com risco possível--Continuação (b) Riscos cíveis

A situação jurídica da Companhia engloba processos de natureza cível, nos quais a Companhia é ré, sendo grande parte associada a pleitos de danos morais e materiais.

(c) Riscos fiscais Apresentamos, a seguir, os processos relevantes cujos consultores jurídicos estimam a probabilidade de perda como sendo possível e que não requerem constituição de provisão. c.1) ICMS - Termo de acordo 035/91

A Companhia celebrou Termo de Acordo nº 035/91 com a Secretaria de Fazenda do Estado do Ceará, onde formalizou a existência de regime especial de recolhimento de ICMS, o qual seria efetuado pelo valor arrecadado (receitas recebidas), em periodicidade decendial. Referido acordo vigorou até 31 de março de 1998, sendo revogado pelo Ato Declaratório nº 02/98. Não obstante, a Secretaria de Fazenda do Estado do Ceará lavrou quatro autos de infração relativos aos exercícios de 1995, 1996, 1997 e 1998 (período em que o mencionado termo de acordo era vigente) para cobrar débitos de ICMS não recolhidos, no valor atualizado de R$ 17.256. A Companhia aguarda decisão de recurso apresentado (embargos de declaração) ao Conselho de Recursos Tributários, contra decisão que julgou os autos de infração parcialmente procedentes, determinando o recolhimento do ICMS devido pelos valores nominais, excluídos a penalidade e os juros de mora.

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Notas Explicativas


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Contingências passivas com risco possível--Continuação (c) Riscos fiscais--Continuação

c.2) ICMS - Base cadastral de consumidores isentos e imunes e não

tributáveis A Secretaria de Fazenda do Estado do Ceará lavrou um auto de infração em 29 de dezembro de 2004, no valor atualizado de R$ 12.052, no intuito de exigir créditos de ICMS oriundos de erro na base cadastral de consumidores isentos e imunes (classes comercial, industrial, iluminação pública e serviços públicos) referentes ao período de abril a agosto de 1999. A Companhia impugnou o auto e aguarda decisão de primeira instância administrativa. Em 16 de fevereiro de 2007, foi lavrado auto de infração com o mesmo objeto do auto acima, no valor atualizado de R$ 4.121, referente ao ano de 2002, no qual se aguarda decisão de 1ª instância administrativa.

c.3) ICMS - Crédito oriundo da aquisição de bens destinados ao ativo imobilizado A Secretaria de Fazenda do Estado do Ceará lavrou um auto de infração para cobrar débitos de ICMS relativos aos anos de 2003 e 2004, no valor atualizado de R$ 3.913, por apropriação a maior de créditos de ICMS oriundos da aquisição de bens destinados ao ativo imobilizado. A Companhia impugnou o auto, mas foi proferida decisão de primeira instância julgando o auto procedente em 5 de novembro de 2008. A Companhia recorreu e aguarda decisão de segunda instância administrativa. Adicionalmente, em 17 de junho de 2011 a Companhia recebeu um auto de infração relativo ao exercício de 2006, no valor atualizado de R$ 5.314. Em 19 de julho de 2011 a Companhia apresentou sua defesa e aguarda decisão de 1ª instância administrativa.

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c.4) ICMS - Transferência de créditos

Em 1º de agosto de 2005, a Fazenda Estadual ajuizou execução fiscal para cobrar débitos de ICMS relativos às operações de transferência de créditos ocorridas durante o exercício de 1999 e 2000, no montante atualizado de R$ 1.829. Em 9 de março de 2007 foi proferida sentença favorável à Companhia. A Fazenda Estadual apresentou recurso (apelação), que está pendente de julgamento. Em 6 de maio de 2005, a Companhia ajuizou ação anulatória de débitos de ICMS relativos à operação de transferência de créditos ocorrida durante o exercício de 2001, que perfazem o montante atualizado de R$ 1.912. A Companhia aguarda decisão de primeira instância judicial.

c.5) ICMS - Cancelamento de faturas Em 29 de novembro de 2006, a Companhia recebeu um auto de infração no valor atualizado de R$ 22.904, pelo cancelamento de faturas emitidas anteriormente com erros sem a comprovação que as operações anteriormente foram tributadas. O auto foi julgado procedente em 1ª instância administrativa, a Companhia apresentou recurso e aguarda julgamento. Em 16 de fevereiro de 2007, a Companhia recebeu um auto de infração no valor atualizado de R$ 27.947, sobre o mesmo tema, relativo ao exercício de 2002. O auto foi julgado procedente em 1ª instância administrativa e a Companhia apresentou recurso e aguarda julgamento.

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c.6) ISS - Município de Fortaleza

A Companhia ajuizou em 08 de agosto de 2007 ação anulatória de débitos de ISS incidentes sobre: (i) prestação de serviços acessórios indispensáveis ao fornecimento de energia; (ii) serviço de locação de bens móveis e (iii) ausência de retenção do ISS na fonte, relativas ao período de julho/98 a janeiro/00, que totalizam o valor de R$ 4.595. A Companhia aguarda decisão de primeira instância judicial. Não obstante a Companhia tenha ajuizado ação anulatória, em 10 de outubro de 2007 o Município de Fortaleza ajuizou duas execuções fiscais para a cobrança dos mencionados débitos, para as quais a Companhia apresentou defesa (exceção de pré-executividade) e aguarda decisão de primeira instância judicial. O Município de Fortaleza ajuizou três execuções fiscais, que perfazem o montante de R$ 23.663 para cobrar débitos de ISS cobrados pela prestação de serviços acessórios indispensáveis ao fornecimento de energia. A Companhia aguarda decisão de segunda instancia judicial nos três processos. Em 07 de maio de 2010 a Companhia recebeu auto de infração no valor atualizado de R$ 1.168, relativo ao exercício de 2007. A Companhia apresentou defesa administrativa e aguarda decisão de 1ª instância.

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c.7) ISS - Município de Iguatu

O município de Iguatu ajuizou execução fiscal, no valor atualizado de R$ 2.582, por débitos de ISS relativos ao período de 2004 a 2008, cobrados face à existência de diferenças entre as declarações apresentadas pela Companhia. A Companhia apresentou embargos à execução, que aguarda julgamento.

c.8) ICMS - Estorno de crédito - consumidor baixa renda O Município de Fortaleza lavrou um auto de infração em 02 de outubro de 2009, no valor atualizado de R$ 23.826, para a cobrança de ICMS no exercício de 2005 em virtude do estorno insuficiente de créditos de ICMS por vendas não tributáveis a consumidores classificados como "baixa renda". A Companhia apresentou defesa. Foi proferida decisão administrativa desfavorável e em 07 de outubro de 2010 a Companhia apresentou recurso. Em 27 de junho de 2011 foi proferida decisão de segunda instancia administrativa que confirmou a decisão de primeira instancia, que declarou procedente o auto de infração. A Companhia foi intimada da decisão e irá apresentar recurso especial. Adicionalmente, em 17 de junho de 2011, a Companhia recebeu auto de infração relativo ao exercício de 2006, no valor de atualizado R$ 19.190. Em 19 de julho de 2011 a Companhia apresentou sua defesa e aguarda decisão de 1ª instância administrativa.

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Notas Explicativas


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c.9) PIS/IRPJ - Autos de infração

Trata-se de dois Autos de infração para a cobrança de PIS e IRPJ relativos ao primeiro, segundo e terceiro trimestres do exercício de 1998 diante do não recolhimento apontado pela auditoria interna da Fazenda Nacional, em revisão das declarações apresentadas. A Companhia apresentou defesa, que foi julgada parcialmente procedente. Em 16 de outubro de 2008, a Companhia apresentou recurso e aguarda decisão. O valor envolvido atualizado é de R$ 10.665.

c.10) CSLL/IRPJ - Execução fiscal Em 19 de Janeiro de 2009 a União Federal apresentou execução fiscal para cobrar débitos de CSLL e IRPJ. Em 15 de abril de 2009 a Companhia apresentou embargos a execução. Em 02 de junho de 2011 foi proferida sentença parcialmente procedente, declarando extinto o processo em relação a duas CDA´s, sem resolução de mérito, mas mantendo a cobrança de uma CDA. A União apresentou recurso de apelação e a Companhia apresentou recurso (embargos de declaração). O valor atualizado é de R$ 17.260.

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Notas Explicativas


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c.11) ICMS - Operações denominadas “Coelce Plus”

Em 17 de junho de 2011 a Companhia recebeu um auto de infração para exigir débitos de ICMS oriundos de operações na modalidade ”Coelce Plus” sem a emissão da documentação fiscal durante o exercício de 2006. A Companhia apresentou sua defesa em 19 de julho de 2011 e aguarda decisão de 1ª instância administrativa. O valor atualizado é de R$ 1.678.

c.12) ICMS - Energia adquirida para consumo próprio Em 17 de junho de 2011, a Companhia recebeu um auto de infração para exigir débitos de ICMS relativos à energia elétrica consumida pela própria empresa durante o exercício de 2006. A Companhia apresentou sua defesa em 19 de julho de 2011 e aguarda decisão de 1ª instância administrativa. Em 10 de outubro de 2011 a Companhia recebeu decisão que julgou o auto procedente. A Companhia apresentou recurso e aguarda decisão de 2ª instancia. O valor atualizado é de R$ 2.464.

c.13) ICMS - Diferença entre valores contabilizados e valores informados nas declarações fiscais Em 17 de junho de 2011, a Companhia recebeu um auto de infração para exigir débitos de ICMS relativos a supostas diferenças entre os valores contabilizados e os valores informados nas declarações fiscais. A Companhia apresentou sua defesa em 19 de julho de 2011 e aguarda decisão de 1ª instância administrativa. O valor atualizado é de R$ 1.844.

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Notas Explicativas


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Ativo contingente

A Companhia impetrou Mandado de Segurança arguindo a inconstitucionalidade da Lei nº 9.718/98 ao majorar a base de cálculo da COFINS, bem como a compensação dos valores recolhidos a maior com quaisquer tributos administrados pela Secretaria da Receita Federal. A Companhia obteve decisão definitiva favorável e está apurando o montante do crédito a ser compensado.

25. Outras obrigações

31/03/2012 31/12/2011

Arrecadação de terceiros

947

1.044

Adiantamento de clientes

2.458

2.226 Empréstimos compulsórios

392

392

Devolução Prefeituras

2.109

4.388 Uso mútuo de postes

8.664

-

Multas parceladas

5.323

3.507 Outros

154

480

Total 20.047 12.037

Circulante 12.107 6.361 Não circulante 7.940 5.676

26. Patrimônio líquido

a) Capital social

O capital social está composto de ações sem valor nominal e assim distribuídas:

31/03/2012 (Em unidades)

31/12/2011 (Em unidades)

Ações Ordinárias

48.067.937

48.067.937

Ações Preferenciais A

28.216.201

28.216.201 Ações Preferenciais B

1.571.161

1.571.161

Total 77.855.299 77.855.299

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Notas Explicativas


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26. Patrimônio líquido--Continuação

a) Capital social--Continuação

Ações ordinárias

(em unidade)

Ações preferenciais (em unidade)

Total (em unidades)

Total (I)

Classe A

Classe B

Total (II)

(I) + (II)

Investluz S.A. 44.061.433

91,66%

-

-

-

-

-

-

44.061.433

56,60%

Eletrobrás

-

-

3.967.756 14,06%

1.531.141

97,46%

5.498.897

18,46%

5.498.897

7,06%

Endesa Brasil S.A.

-

-

1.770.000

6,27%

-

-

1.770.000

5,94%

1.770.000

2,27% Fundos e Clubes de

Investimentos 1.740.300

3,62%

8.301.369

29,42%

36.360

2,31%

8.337.729

27,99%

10.078.029

12,94%

Fundos de Pensão

921.603

1,92%

4.088.558 14,49%

-

-

4.088.558

13,73%

5.010.161

6,44%

Outros

1.344.601

2,80% 10.088.518

35,76%

3.660

0,23%

10.092.178

33,88%

11.436.779

14,69%

Total de ações 48.067.937

100%

28.216.201

100%

1.571.161

100%

29.787.362

100%

77.855.299

100%

b) Reserva legal

O estatuto social da Companhia prevê que do lucro líquido anual serão deduzidos 5% para constituição de reserva legal, a qual não poderá exceder 20% do capital social.

A partir de 2007, a Companhia deixou de constituir reserva legal por atender ao disposto no art. 193 § 1º da Lei nº 6.404/76 uma vez que a soma da sua reserva de capital mais a reserva legal excedeu a 30% do capital social.

c) Reforço de capital de giro

É composto pela parcela de lucros não distribuídos aos acionistas. A reserva de lucro é criada somente depois de considerados os requisitos de dividendo mínimo e seu saldo não podem exceder o montante do capital integralizado. A reserva de lucro pode ser usada na absorção de prejuízos, se necessário, para capitalização, pagamento de dividendos ou recompra de ações.

d) Reserva de incentivo fiscal

A legislação do imposto de renda possibilita que as empresas situadas na Região Nordeste, e que atuam no setor de infra estrutura, reduzam o valor do imposto de renda devido para fins de investimentos em projetos de ampliação da sua capacidade instalada, conforme determina o artigo 551, § 3º, do Decreto nº 3.000, de 26 de março de 1999.

O saldo da reserva de incentivo fiscal apurado até 31 de dezembro de 2007 no montante de R$ 106.323 foi mantido como reserva de capital e somente poderá ser utilizado conforme previsto na lei.

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Notas Explicativas


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26. Patrimônio líquido--Continuação

d) Reserva de incentivo fiscal--Continuação Em atendimento à Lei nº 11.638/07 e CPC 07, o valor correspondente ao incentivo SUDENE apurado a partir da vigência da Lei foi contabilizado no resultado do exercício, e posteriormente será transferido para a reserva de lucro devendo somente ser utilizado para aumento de capital social ou para eventual absorção de prejuízos contábeis conforme previsto no artigo 545 do Regulamento de Imposto de Renda. A Companhia apurou em 31 de março de 2012 o valor de R$ 18.755 (R$ 21.006 em 2011) de incentivo fiscal SUDENE, calculado com base no Lucro da Exploração, aplicado a redução de 75% do imposto de renda apurado pelo Lucro Real.

e) Reserva de ágio

Essa reserva no montante de R$ 221.188 foi gerada em função da reestruturação societária da Companhia, que resultou no reconhecimento do benefício fiscal diretamente no patrimônio, quando o ágio foi transferido para a Companhia através de incorporação, vide Nota 12.

f) Dividendos De acordo com o estabelecido no estatuto social da Companhia, o dividendo mínimo obrigatório é de 25% sobre o lucro líquido ajustado, em conformidade com o artigo 202 da Lei nº 6.404/76.

g) Outros resultados abrangentes Em conformidade com o disposto pela Deliberação CVM nº 600, de 07 de outubro de 2009, que aprovou o Pronunciamento Técnico CPC 33 - Benefícios a empregados (“CPC 33”), o qual determina que os ganhos e perdas atuariais gerados por ajustes e alterações nas premissas atuariais dos planos de benefícios de pensão e aposentadoria e os compromissos atuariais relacionados ao plano de assistência médica devem ser reconhecidos em outros resultados abrangentes.

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Notas Explicativas


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27. Lucro por ação Em atendimento à Deliberação CVM nº 636, de 06 de agosto de 2010, que aprovou o CPC 41 - Resultado por ação, a Companhia apresenta a seguir as informações sobre o resultado do trimestre por ação.

31/03/2012 31/03/2011

Lucro do trimestre 120.119

104.517

Lucro atribuível as ações ordinárias 74.162

64.529 N° de ações ordinárias (em unidades) 48.067.937

48.067.937

Lucro básico e diluído em reais por ação 1,54

1,34

O cálculo básico de resultado por ação é feito através da divisão do lucro líquido do exercício, atribuído aos detentores de ações ordinárias da controladora, pela quantidade média ponderada de ações ordinárias disponíveis durante o exercício.

O resultado diluído por ação é calculado através da divisão do lucro líquido atribuído aos detentores de ações ordinárias da Companhia pela quantidade média ponderada de ações ordinárias disponíveis durante o exercício mais a quantidade média ponderada de ações ordinárias que seriam emitidas na conversão de todas as ações ordinárias potenciais diluídas em ações ordinárias.

O Capital Social, totalmente subscrito e integralizado é dividido em 48.067.937 (quarenta e oito milhões, sessenta e sete mil e novecentos e trinta e sete) ações ordinárias e 28.216.201 (vinte e oito milhões, duzentos e dezesseis mil e duzentos e um) ações preferenciais classe A e 1.571.161 ações preferenciais classe B, totalizando 77.855.299 (setenta e sete milhões, oitocentos e cinquenta e cinco mil e duzentos e noventa e nove) ações.

O lucro por ação, básico e diluído, da Companhia é de R$ 1,54 (um real e cinquenta e quatro centavos) em 31 de março de 2012 (R$ 1,34, um real e trinta e quatro centavos 31 de março de 2011). Não existe diferença entre o lucro por ação básico e diluído.

A cada ação ordinária corresponde um voto nas deliberações da Assembleia Geral.

As ações preferenciais não têm direito a voto, nem são conversíveis em ações ordinárias. Entretanto, gozam de prioridade no reembolso do capital, tendo o direito a dividendos mínimos não cumulativos de 6% ao ano para as ações de classe “A” e 10% para as ações de classe “B”, calculados sobre o valor proporcional do capital social atribuído à respectiva classe, corrigido ao término de cada exercício social. As ações preferenciais de classe “B” poderão ser convertidas em ações preferenciais de classe “A”, a requerimento do interessado.

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Notas Explicativas


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28. Compromissos Os compromissos relacionados a contratos de longo prazo com a compra de energia são como segue:

MR$

Vigência

2012

2013

2014

2015

2016 Após 2016

Endesa Fortaleza-CGTF

Até 2023

357.568

487.484

514.295

542.582

572.424

4.981.028 Proinfa

Até 2025

33.607

45.167

46.973

48.852

50.806

559.178

Energy Works

Até 2013

27

37

-

-

-

- Eólica - Wobben

Até 2018

3.257

4.386

4.495

4.627

4.793

10.215

1°LEE - Produto 2005

Até 2012

144.058

193.077

200.800

208.832

217.781

959.857 1°LEE - Produto 2006

Até 2013

130.515

174.926

181.923

189.200

197.307

1.109.022


Até 2014

29.798

39.938

41.536

43.197

45.048

310.049 2°LEE - Produto 2008

Até 2015

30.302

40.613

42.238

43.927

45.809

375.406


Até 2016

4.941

6.622

6.887

7.162

7.469

71.432 1°LEN - Produto 2008

Até 2037

21.639

29.003

30.163

31.369

32.714

313.443

1°LEN - Produto 2009

Até 2038

25.833

34.623

36.008

37.449

39.053

389.250


Até 2039

77.078

103.305

107.437

111.735

116.523

2.749.312 2°LEN - Produto 2009

Até 2038

39.067

52.360

54.455

56.633

59.059

1.535.237


Até 2040

59.109

79.222

82.391

85.687

89.359

2.258.875 5°LEE - Produto 2007

Até 2014

1.018

1.364

1.419

1.475

1.539

10.590


Até 2024

8.837

11.844

12.318

12.811

13.360

127.767 5°LEN - Produto 2012

Até 2041

71.847

108.283

112.615

117.120

122.139

2.688.516

Leilão Santo Antônio - Produto 2012

Até 2041

119

11.146

29.517

46.038

49.744

2.150.094 Leilão Jirau - Produto 2013

Até 2042

-

4.851

9.417

13.708

16.986

781.143


Até 2025

15.790

20.107

20.911

21.747

22.679

249.085 7°LEN - Produto 2013

Até 2042

-

63.700

66.248

68.898

71.850

1.066.917

Leilão Belo Monte

Até 2044

-

-

-

2.952

51.245

7.400.646

10° Leilão de Energia Nova

Até 2045

-

-

-

17.856

18.622

965.750 11° Len - Produto 2015

Até 2044

-

-

-

35.054

36.556

1.895.873

12º LEN Produto 2014

Até 2043

-

-

88.862

102.827

107.233

2.992.449

Total

1.054.410

1.512.059

1.690.907

1.851.739

1.990.097

35.951.134

LEE - Leilão de Energia Existente. LEN - Leilão de Energia Nova.

Os valores relativos aos contratos de compra de energia representam o volume total contratado pelo preço corrente no final do exercício de 2010 que foram homologados pela ANEEL.

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Notas Explicativas


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29. Obrigações com benefícios pós-emprego A Companhia é patrocinadora de fundo de pensão, administrado pela Fundação COELCE de Seguridade Social - FAELCE, entidade fechada de previdência privada complementar, pessoa jurídica de direito privado sem fins lucrativos. A Fundação administra dois planos de benefícios, sendo um na modalidade de benefício definido (Plano BD), que tem por finalidade principal complementar os benefícios a que têm direito auferir, como segurados de previdência social, os empregados da Companhia, e um na modalidade de contribuição definida (Plano CD), que tem por objetivo conceder um benefício em função da reserva acumulada em nome do participante. Os planos administrados pela Companhia têm as seguintes principais características: a) Plano de Contribuição Definida (CD)

Para o Plano CD a Companhia contribui mensalmente com o mesmo valor que o participante efetua. O valor da contribuição varia em função da remuneração, tendo seu cálculo definido com base nas alíquotas 2,5%, 4,0% e 9,0%, aplicadas “em cascata”.

b) Plano de Benefício Definido (BD) O plano BD tem o regime financeiro de capitalização para os benefícios de aposentadoria, pensão e auxílios. O custeio do plano de benefícios é coberto por contribuições dos participantes e da patrocinadora. Para o Plano BD a Companhia contribui mensalmente com a taxa de 4,45% da folha de remuneração de todos os seus empregados e dirigentes participantes, para cobertura do custo normal e com taxa de 2,84% sobre o quociente (não inferior à unidade) entre o número de empregados e dirigentes participantes da FAELCE, existentes em 31 de julho de 1997, e o número de empregados participantes existentes no mês de competência da contribuição suplementar amortizante, estando prevista a vigência dessa contribuição suplementar durante 22 anos e 6 meses, a contar de julho de 1997. Além desse percentual, a patrocinadora é responsável pelo pagamento das despesas administrativas da atividade previdencial da referida entidade.

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Notas Explicativas


88

29. Obrigações com benefícios pós-emprego--Continuação b) Plano de Benefício Definido (BD)--Continuação

Os benefícios do plano compreendem: ► Complementação de aposentadoria por invalidez; ► Complementação de aposentadoria por tempo de contribuição; ► Complementação de aposentadoria por idade; ► Complementação de aposentadoria especial; ► Complementação de auxílio reclusão; ► Complementação de pensão por morte; ► Complementação de abono anual. O cálculo matemático relativo aos benefícios de complementação de aposentadorias e pensões do Plano BD adota o método da unidade de crédito projetada. Em 30 de junho de 1999 foi firmado contrato de dívida consolidando todos os débitos provenientes de retenções e atrasos nos repasses de obrigações e encargos financeiros pela Companhia. Em 30 de junho de 2007 foi assinado um terceiro aditivo, conforme resolução CGPC no 17/96 do Ministério da Previdência e Assistência Social, sob as seguintes condições: ► Prazo para pagamento total: 14 parcelas semestrais e sucessivas, iniciando

em 31 de dezembro de 2007 e terminando em 30 de junho de 2014. Até 31 de março de 2012, a companhia realizou 09 parcelas de amortizações, ficando um saldo de R$ 32.414 (R$ 35.364 em 2011), sendo R$ 11.580 (R$ 11.418 em 2011) registrado no passivo circulante e R$ 20.834 (R$ 23.946 em 2011) no passivo não circulante.

► Pagamento dos juros: mensais e sucessivos, corrigidos pelo INPC. ► Amortização do principal: semestral calculado sobre o saldo devedor de cada

mês, depois da aplicação da correção monetária pelo INPC.

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Notas Explicativas


89


Total da despesa reconhecida no resultado:

31/03/2012

31/03/2011

Custo do serviço corrente

299

384 Custo dos juros

18.158

16.814

Retorno esperado dos ativos do plano

(20.107)

(20.105)

Total de despesas/(receitas)

(1.651)

(2.907)

As principais premissas atuariais e hipóteses econômicas adotadas pelo atuário independente para a realização da avaliação e vigentes em 31 de dezembro de 2011 são:

Principais premissas atuariais

2011

2010

Taxa de desconto para avaliação do custo de serviço corrente e da obrigação atuarial total 10,50%

10,50%

Taxa de rendimento esperada sobre ativos do plano 11,10%

12,09%

Taxa do crescimento salarial

6,59% (empregados participantes)

6,35% (empregados participantes)

Taxa de inflação esperada

4,5%

4,5% Reajuste de benefícios concedidos de prestação

continuada 4,5%

4,5% Taxa de rotatividade

Nula

Nula

Tábua geral de mortalidade (qx)

AT-2000 básica

AT-2000 básica Tábua de mortalidade de inválidos

qx da AT-49 (+6)

qx da AT-49 (+6)

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Notas Explicativas


90


Os ganhos e perdas atuariais são reconhecidos pela Companhia patrocinadora nos limites permitidos pelo CPC 33 - Benefícios Pós Emprego. Todos os ganhos ou perdas são reconhecidos em conta específica do Patrimônio Líquido. Tais ganhos ou perdas compõem a movimentação dos saldos de passivos decorrentes das obrigações com benefícios pós emprego. Ativos somente são reconhecidos quando sua realização em favor da Companhia é provável e quando for possível que a Companhia estime de forma razoável o provável valor de realização destes ativos. A administração da Companhia estima, com base em laudos elaborados por atuário contratado, que os compromissos totais de contribuição da patrocinadora para os planos vigentes, durante o exercício de 2012, sejam de R$ 12.292.

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Notas Explicativas


91

30. Imposto de renda e contribuição social A reconciliação da provisão para o imposto de renda e contribuição social, calculada pela alíquota fiscal, com os valores constantes na demonstração do resultado é apresentada como segue:

Descrição

31/03/2012

31/03/2011

Lucro antes do IRPJ e CSLL

160.754

127.135

Alíquota nominal

54.656

43.226

Adições permanentes

Participações nos Lucros (Administradores)

982

- Despesas indedutíveis - Baixa diversos

-

-

Doações não dedutíveis

5

-

987

- Exclusões permanentes

Auto de Infração 104/2009 Coelce Plus

-

-

Amortização do ágio e reversão da provisão

(7.721)

(8.436) Superavit atuarial

-

-

(7.721)

(8.436)

Deduções permanentes

Lucro da exploração

(18.755)

(21.006) Incentivo fiscal do PAT

(531)

-

Adicional do IRPJ

(60)

(60)

(19.346)

(21.066)

Outros ajustes

Ajustes GAAP

9.885

8.460 Ajustes imaterial

2.174

434

12.059

8.894

IRPJ/CSLL diferidos no resultado (despesa)

(23.900)

(3.475)

IRPJ/CSLL diferidos - ágio no resultado (despesa)

(2.625)

(2.868) IRPJ/CSLL corrente no resultado (despesa)

(14.110)

(16.275)

Alíquota efetiva

(40.635)

(22.618)

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Notas Explicativas


92

30. Imposto de renda e contribuição social--Continuação De acordo com o Ato Declaratório Executivo nº 01 de 5 de janeiro de 2009, a Companhia faz jus à redução do Imposto de Renda e adicionais não restituíveis, calculados com base no lucro da exploração, relativamente ao empreendimento de que trata o Laudo Constitutivo nº 0170/2007, expedido pelo Ministério da Integração Nacional - MI (ADENE) apresentado nas páginas 5 a 7, estabelecendo as condições e exigências para o gozo do benefício. O Laudo Constitutivo 0170/2007, foi expedido com base no art. 1º da Medida Provisória nº 2.199-14, de 24 de agosto de 2001, reconhecendo para o benefício a condição onerosa atendida: Modernização total de empreendimento de infraestrutura na área de atuação da extinta Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste - SUDENE, conforme art. 2º, inciso I do Decreto nº 4.213, de 26 de abril de 2002. O incentivo consiste na redução do imposto de renda devido em 75% do imposto de renda apurado no exercício, com início de fruição do benefício no ano-calendário 2007 e término do prazo no ano-calendário de 2016. O valor do imposto de renda que deixou de ser pago em virtude dos benefícios de redução foi contabilizado de acordo com a Lei nº 11.638/07 e Deliberação CVM nº 555 que aprovou o CPC 07 em que determina a contabilização no resultado do exercício e posteriormente a transferência para reserva de incentivos fiscais (reserva de lucros).

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Notas Explicativas


93

31. Receita líquida A composição do fornecimento de energia elétrica, por classe de consumidores, é como segue: Nº de consumidores MWh R$

Não auditado Não auditado

31/03/2012 31/03/2011 31/03/2012 31/03/2011 31/03/2012 31/03/2011

Fornecimento faturado

Residencial normal 1.216.758

715.474

512.714

371.068

288.325

218.144

Residencial baixa renda 1.164.118

1.650.776

306.315

386.908

79.182

99.783

Industrial 5.896

5.829

299.345

317.131

98.742

104.324 Comércio, serviços e outros 165.868

160.535

446.557

404.903

199.113

187.506

Rural 400.101

313.078

246.190

180.729

51.129

40.880 Poder público 31.171

30.241

126.723

111.261

53.308

49.304

Iluminação pública 8.789

7.991

105.896

100.886

30.809

30.385 Serviços públicos 1.925

1.836

67.698

65.690

20.507

20.405

Receita de ultrapassagem demanda e excedente de reativos

-

-

-

-

2.994.626

2.885.760

2.111.438

1.938.576

821.115

750.731

(+) Estorno provisão refaturamento prefeituras Fornecimento não faturado -

-

-

-

6.708

(7.841)

Consumidores, concessionários e permissionários

827.823

742.890

Subvenção baixa renda -

-

-

-

55.668

54.770 Energia elétrica de curto prazo -

-

-

-

16.124

3.046

Receita de uso da rede elétrica-consumidores livres-revenda

41

37

-

-

34.440

29.343

Receita de construção -

-

-

-

29.206

56.921 Outras receitas -

-

-

-

10.786

9.092

Receita operacional bruta

974.047

896.062

(-) Deduções da receita ICMS -

-

-

-

(190.120)

(170.542)

COFINS -

-

-

-

(41.081)

(36.569) PIS -

-

-

-

(8.825)

(7.939)

RGR - Quota para reserva global de reversão -

-

-

-

(10.153)

(9.452) CCC - Conta de consumo de combustível -

-

-

-

(27.471)

(24.358)

Programa de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética

-

-

-

-

(5.328)

(5.693)

Outros impostos e contribuições sobre a Receita

-

-

-

-

(7.468)

(7.066)

Total de deduções de receita -

-

-

-

(290.446)

(261.619)

Total receita líquida 2.994.667

2.885.797

2.111.438

1.938.576

683.601

634.443

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Notas Explicativas


94

32. Compra e venda de energia na CCEE Até o primeiro trimestre de 2012, a Companhia efetuou a comercialização de energia de curto prazo no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, conforme a seguir demonstrado:

31/03/2012

31/12/2011

Compra/venda

MWh (Não auditado) R$

MWh (Não auditado) R$

Compra de energia

1.363.128 (56.195)

102.820 (12.381) Venda de energia

1.312.738 74.883

82.223 3.247

Ajustes financeiros

- (2.564)

- (201)

2.675.866 16.124

185.043 (9.335)

33. Custos e despesas operacionais As despesas operacionais têm a seguinte composição por natureza de gasto:

31/03/2012

31/03/2011

Descrição

Custo do Serviço

Despesa de Vendas

Despesas Gerais e

Administrativas

Outras

Total

Total

Pessoal

(29.232)

-

(9.704)

-

(38.936)

(26.074)

Material

(3.194)

(6)

(51)

-

(3.251)

(2.599) Serviços de terceiros

(39.378)

(1.390)

(7.184)

-

(47.952)

(45.256)

Energia elétrica comprada para revenda

(292.072)

-

-

-

(292.072)

(288.840) Encargos do uso do sistema de transmissão

(37.428)

-

-

-

(37.428)

(30.370)

Depreciação e amortização

(34.891)

-

(332)

-

(35.223)

(33.015) Custo na desativação de bens

(880)

-

-

-

(880)

-

Provisões para créditos de liquidação duvidosa

-

(8.305)

-

-

(8.305)

11 Taxa de fiscalização da ANEEL

-

-

-

(1.140)

(1.140)

(1.101)

Custo de construção

(29.206)

-

-

-

(29.206)

(56.921) Provisão para riscos tributários, cíveis e

trabalhistas -

-

-

(3.621)

(3.621)

(505)

Outras despesas operacionais

(4.025)

(1)

(1.327)

(968)

(6.324)

(9.983)

Total

(470.309)

(9.702)

(18.598)

(5.729)

(504.338)

(494.653)

Despesa de pessoal

31/03/2012

31/03/2011

Remuneração

(19.063)

(16.583) Encargos sociais

(9.434)

(8.600)

Provisão de férias e décimo

(3.614)

(2.893) Plano de saúde

(2.195)

(1.819)

Auxílio alimentação e outros benefícios

(3.401)

(3.096) Participação nos resultados

(2.612)

(1.755)

Previdência Privada

(1.501)

(1.480) Outros

(110)

(73)

(-) Transferências para intangível em curso

2.994

10.225

Total

(38.936)

(26.074)

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Notas Explicativas


95

33. Custos e despesas operacionais--Continuação Quantidade MWH

R$

Custo com energia elétrica comprada para revenda 31/03/2012 31/03/2011 31/03/2012 31/03/2011

Central Geradora Termelétrica de Fortaleza - CGTF 668.825 663.288

(108.844) (112.774)

Centrais Elétricas S.A - FURNAS 368.929 365.133

(32.799) (30.998) Companhia Hidroelétrica do São Francisco - CHESF 254.877 270.298

(22.321) (22.089)

Companhia Energética de São Paulo - CESP 150.522 158.319

(15.478) (14.563) Petróleo Brasileiro S/A - Petrobrás 130.059 128.689

(8.619) (12.659)

Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - ELETRONORTE 106.489 114.171

(10.178) (9.964)

Copel Geração S.A - COPEL 104.265 100.608

(8.571) (9.414) CEMIG - Geração e Transmissão S.A. 82.712 85.782

(9.374) (8.693)

Tractebel Energia S.A 54.687 50.208

(6.274) (6.706) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 51.390 102.820

(2.698) (12.381)

Programa de Inc. as Fontes Alternativas-PROINFA 51.654 45.087

(10.819) (8.652) Contratos por disponibilidade(*) 202.135 114.538

(50.027) (33.479)

Outros 218.961 212.364

(6.070) (6.468)

Total 2.445.505 2.411.305

(292.072) (288.840)

(*) Contratação de disponibilidade da usina para geração de energia elétrica quando necessário.

34. Resultado financeiro

Resultado financeiro

31/03/2012

31/03/2011

Receita financeira Acréscimo moratório em conta de energia

10.417

9.327 Renda de aplicações financeiras

9.905

3.592 Ajuste a valor justo - Ativo indenizável

517

1.573 Correção depósitos judiciais

269

1.554 Correção Monetária

652

478 Outras receitas financeiras

2.724

398

Total da receita financeira

24.484

16.922

Despesa financeira Variações monetárias

(5.713)

(5.954) Encargos de dívidas

(21.583)

(17.803) Atualizações de impostos e multas

(3.062)

(342) Atualização Financeira de provisão para riscos tributários,

cíveis e trabalhistas

(1.178)

(1.817) Custo de transação

(522)

(582) Correção Prog. Efec. Energética e P & D

(228)

(793) IOF e IOC

(183)

(911) Correção Diferimento CGTF

(5.421)

- Multa Arce

(2.139)

- Outras despesas financeiras

(2.964)

(1.375)

Total da despesa financeira

(42.993)

(29.577)

Total

(18.509)

(12.655)

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Notas Explicativas


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35. Participação nos resultados A Companhia implantou o programa de participação dos empregados nos resultados, nos moldes da Lei no 10.101/00 e artigo nº 189 da Lei no 6.404/76, baseado em acordo de metas operacionais e financeiras previamente estabelecidas com os mesmos; metas estas que vem desde o plano estratégico da Empresa até sua respectiva área, além de uma avaliação comportamental para cada colaborador. O montante dessa participação até março de 2012 foi de R$ 2.548 (R$ 2.198 até março de 2011).

36. Cobertura de seguros Os principais ativos em serviço da Companhia estão segurados por uma apólice de risco operacional do Grupo Endesa, com o valor em risco para danos materiais no montante de R$ 551.221, com um limite de cobertura para lucros cessantes de R$ 749.542 e um limite geral de indenização, por sinistro, no montante de R$ 46.681. A Companhia também contrata um seguro de responsabilidade civil que faz parte do programa de seguros corporativos do grupo Endesa no valor de R$ 234.165 por sinistro ou agregado anual. Ambos os programas têm validade no período compreendido de 01 de julho de 2011 a 30 de junho de 2012.

Data de vigência

Limite máximo

Riscos

De

Até

Importância segurada

de garantia por sinistro

Risco operacional

01/07/2011

30/06/2012

551.221

46.681 Responsabilidade civil geral

01/07/2011

30/06/2012

N/A

234.165

37. Eventos subsequentes

a) Revisões tarifárias e reajuste anual

Em 17 de abril de 2012, por meio das Resoluções Homologatórias nº. 1.274/2012 e nº.1.277/2012, a ANEEL homologou os resultado da Revisão Tarifária Periódica e do Reajuste Tarifário Anual da COELCE.

O resultado da revisão, retroativa a 22 de abril de 2011, foi uma redução média de -12,20%, enquanto que o reajuste apresentou um aumento médio de 5,21%. O efeito conjugado percebido por todos os consumidores do Ceará foi uma redução média de 7,61%, com vigência a partir de 22 de abril de 2012.

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Notas Explicativas


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37. Eventos subsequentes--Continuação

a) Revisões tarifárias e reajuste anual--Continuação

Por não ter havido tempo hábil para se processar a revisão tarifária na data do contrato de concessão (22 de abril de2011), a diferença entre a receita faturada a maior pela companhia (aproximadamente R$ 300.000) deverá ser devolvida aos consumidores, via tarifa, nos reajustes tarifários de 2013 e 2014.

b) Ativo indenizável

Em 11 de janeiro de 2013, foi promulgada a Lei n° 12.783 (“Lei n° 12.783/13”) que tornou definitiva a Medida Provisória n° 579 de 11 de setembro de 2012 (“MP n° 579/12”), que dispõe sobre a prorrogação e licitação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais, sobre a modicidade tarifária, e dá outras providências.

A partir da publicação da Lei n° 12.783/13, as concessões de distribuição de energia elétrica alcançadas pelo art. 22 da Lei nº 9.074 de 7 de julho de 1995 (“Lei n° 9.074/95”), poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até 30 anos. Adicionalmente, a Lei n° 12.783/13 prevê que o Governo, na sua qualidade de concedente, use para a determinação da indenização do valor dos investimentos dos bens reversíveis ainda não amortizados ou não depreciados com base no Valor Novo de Reposição (“VNR”), adotando-se o banco de dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e o banco de preços homologados pela ANEEL. Este novo fato causou uma mudança significativa nos critérios a serem considerados para valorização e classificação dos bens reversíveis ainda não amortizados ou depreciados quando do término da concessão. Anteriormente, a Companhia adotava o valor residual contábil (custo histórico) como metodologia para cálculo do valor indenizatório e, como consequência, como base para o cálculo dos efeitos da adoção da ICPC 01 e ICPC 17 e da Orientação Técnica OCPC 05 - Contrato de concessão (“OCPC 05”). Este ativo financeiro, representado pelo valor indenizatório da Companhia, encontrava-se classificado como “empréstimos e recebíveis” e como consequência da promulgação da Lei n° 12.783/13, este instrumento financeiro passou a ser classificado como “disponível para venda”.

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Notas Explicativas


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37. Eventos subsequentes--Continuação

b) Ativo indenizável--Continuação

Considerando a natureza prospectiva do referido assunto, decorrente de novo posicionamento por parte do órgão regulador imposto pela Lei n° 12.783/13, a Administração da Companhia procedeu o recálculo do ativo indenizável da Companhia levando em consideração o VNR dos bens ao final da concessão, sendo o impacto consolidado reconhecido no quarto trimestre do exercício findo em 31 de dezembro de 2012, na rubrica de receita financeira na demonstração do resultado, no montante de R$ 180.107.

Adicionalmente, a referida Lei extingue a arrecadação da Conta Consumo de Combustível - CCC e Reserva Global de Reversão - RGR, além de reduzir a arrecadação da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE em 75%.

c) Novos pronunciamentos

O International Accounting Standards Board - IASB emitiu determinadas normas que ainda não haviam entrado em vigor até a data da emissão das informações trimestrais refeitas da Companhia. Enquanto aguarda a aprovação destas normas internacionais pelo CPC, a Companhia está procedendo a sua análise sobre os impactos desses novos pronunciamentos, caso haja, em suas informações contábeis.

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RELATÓRIO SOBRE A REVISÃO DE INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS Aos Acionistas, Conselheiros e Diretores da Companhia Energética do Ceará - COELCE Fortaleza - CE Revisamos as informações contábeis intermediárias da Companhia Energética do Ceará - COELCE (“Companhia”), contidas no Formulário de Informações Trimestrais – ITR referente ao trimestre findo em 31 de março de 2012, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de março de 2012 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o período de três meses findo naquela data, incluindo as notas explicativas. A administração é responsável pela elaboração das informações contábeis intermediárias de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 21 – Demonstração Intermediária e com a norma internacional IAS 34 – Interim Financial Reporting, emitida pelo International Accounting Standards Board – IASB, assim como pela apresentação dessas informações de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários, aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais - ITR. Nossa responsabilidade é a de expressar uma conclusão sobre essas informações contábeis intermediárias com base em nossa revisão. Alcance da revisão Conduzimos nossa revisão de acordo com as normas brasileiras e internacionais de revisão de informações intermediárias (NBC TR 2410 - Revisão de Informações Intermediárias Executada pelo Auditor da Entidade e ISRE 2410 - Review of Interim Financial Information Performed by the Independent Auditor of the Entity, respectivamente). Uma revisão de informações intermediárias consiste na realização de indagações, principalmente às pessoas responsáveis pelos assuntos financeiros e contábeis e na aplicação de procedimentos analíticos e de outros procedimentos de revisão. O alcance de uma revisão é significativamente menor do que o de uma auditoria conduzida de acordo com as normas de auditoria e, consequentemente, não nos permitiu obter segurança de que tomamos conhecimento de todos os assuntos significativos que poderiam ser identificados em uma auditoria. Portanto, não expressamos uma opinião de auditoria. Conclusão sobre as informações intermediárias Com base em nossa revisão, não temos conhecimento de qualquer fato que nos leve a acreditar que as informações contábeis intermediárias incluídas nas informações trimestrais acima referidas não foram elaboradas, em todos os aspectos relevantes, de acordo com o CPC 21 e IAS 34 aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais - ITR, e apresentadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários. Ênfase Reapresentação das informações intermediárias Em 11 de maio de 2012, emitimos relatório sobre a revisão sem modificações sobre as informações trimestrais da Companhia Energética do Ceará – COELCE relativas ao período de três meses findo em 31 de março de 2012. Conforme descrito na nota explicativa nº 2.20, essas informações trimestrais foram alteradas para corrigir a classificação de determinados instrumentos financeiros entre caixa e equivalentes de caixa e aplicações financeiras, e estão sendo ora reapresentadas. Consequentemente, nosso relatório sobre a revisão considera essas alterações e substitui o relatório anteriormente emitido. Outros assuntos Demonstrações do valor adicionado Revisamos, também, as demonstrações intermediárias do valor adicionado (DVA), referentes ao período de três meses findo em 31 de março de 2012, preparadas sob a responsabilidade da administração da Companhia, cuja apresentação nas informações intermediárias é requerida de acordo com as normas expedidas pela CVM - Comissão de Valores Mobiliários aplicáveis à elaboração de Informações Trimestrais - ITR e considerada informação suplementar pelas IFRS, que não requerem a apresentação da DVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de revisão descritos anteriormente e, com base em nossa revisão, não temos conhecimento de nenhum fato que nos leve a acreditar que não foram elaboradas, em todos os seus aspectos relevantes, de forma consistente com as informações intermediárias tomadas em conjunto.

Pareceres e Declarações / Relatório da Revisão Especial - Sem Ressalva

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Rio de Janeiro, 27 de março de 2013 ERNST & YOUNG TERCO Auditores Independentes S.S. CRC - 2SP 015.199/O-6 - F - CE Márcio F. Ostwald Contador CRC - 1RJ 086.202/O-4 - S - CE

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Motivos de Reapresentação

2 Alterações nas notas de caixa e equivalente de caixa e aplicações financeiras.

Versão Descrição

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Índice...3.04.05 Outras Despesas Operacionais -5.729 -5.549 3.05 Resultado Antes do Resultado Financeiro e dos Tributos 179.263 139.790 DFs Individuais / Demonstração do Resultado